BR112020001305B1

BR112020001305B1 - METHOD AND SYSTEM FOR DETECTING CORROSION

Info

Publication number: BR112020001305B1
Application number: BR112020001305-6A
Authority: BR
Inventors: Ahmed Elsayed Fouda; Burkay Donderici; Ilker R. Capoglu
Original assignee: Halliburton Energy Services Inc
Priority date: 2017-08-30
Filing date: 2018-08-23
Publication date: 2023-08-15

Abstract

Um método para detectar corrosão pode compreender colocar uma ferramenta de perfilagem eletromagnética em um furo de poço, emitir um campo eletromagnético de um transmissor, energizar um revestimento com o campo eletromagnético para produzir uma corrente parasita, registrar a corrente parasita do revestimento com um receptor, criar um perfil de poço da corrente parasita registrada, remover um sinal de colar do perfil de poço para obter um sinal removido do colar, calcular um sinal de linha de base do sinal removido do colar, subtrair o sinal de linha de base do sinal removido do colar para obter um sinal subtraído, calcular um sinal removido do artefato com o sinal subtraído da linha de base e exibir o sinal removido do artefato. Um sistema para detectar corrosão pode compreender uma ferramenta de perfilagem eletromagnética, em que a ferramenta de perfilagem eletromagnética compreende um transmissor e um receptor. O sistema pode ainda compreender um sistema de manipulação de informações.A method for detecting corrosion may comprise placing an electromagnetic logging tool in a wellbore, emitting an electromagnetic field from a transmitter, energizing a casing with the electromagnetic field to produce an eddy current, recording the casing eddy current with a receiver, create a well log of the recorded eddy current, remove a collar signal from the well log to obtain a collar removed signal, calculate a baseline signal from the collar removed signal, subtract the baseline signal from the removed signal of the collar to obtain a subtracted signal, calculate an artifact-removed signal with the baseline-subtracted signal, and display the artifact-removed signal. A system for detecting corrosion may comprise an electromagnetic logging tool, wherein the electromagnetic logging tool comprises a transmitter and a receiver. The system may further comprise an information handling system.

Description

FUNDAMENTOSFUNDAMENTALS

[001] Para a exploração e produção de petróleo e gás, uma rede de instalações de poços e outros condutos pode ser estabelecida através da conexão de seções de tubo de metal. Por exemplo, uma instalação de poço pode ser completada, em parte, reduzindo múltiplas seções de tubo de metal (por exemplo, coluna de revestimento) em um furo de poço e cimentando a coluna de revestimento no lugar. Em algumas instalações de poço, múltiplas colunas de revestimento são empregadas (por exemplo, um arranjo de múltiplas colunas concêntricas) para permitir diferentes operações relacionadas com a completação do poço, produção ou opções de recuperação potencializada de petróleo (EOR).[001] For oil and gas exploration and production, a network of well installations and other conduits can be established by connecting sections of metal pipe. For example, a well installation may be completed, in part, by lowering multiple sections of metal pipe (e.g., casing string) into a wellbore and cementing the casing string in place. In some well installations, multiple casing strings are employed (e.g., an arrangement of multiple concentric strings) to enable different operations related to well completion, production, or enhanced oil recovery (EOR) options.

[002] A corrosão de tubos de metal é um problema constante. Esforços para mitigar a corrosão incluem o uso de ligas resistentes à corrosão, coberturas, tratamentos e transferência de corrosão, entre outros. Além disso, os esforços para melhorar o monitoramento da corrosão estão em andamento. Para colunas de revestimento de fundo de poço, vários tipos de ferramentas de monitoramento de corrosão estão disponíveis. Um tipo de ferramenta de monitoramento de corrosão usa campos eletromagnéticos (EM) para estimar a espessura do tubo ou outros indicadores de corrosão. Como exemplo, uma ferramenta de perfilagem de EM pode coletar dados sobre a espessura do tubo para produzir um perfil de EM. Os dados do perfil de EM podem ser interpretados para determinar a condição de produção e intermediar as colunas de revestimento, tubagens, colares, filtros, packers e perfurações. Quando várias colunas de revestimento são empregadas em conjunto, gerir corretamente operações de ferramenta de perfilagem EM de detecção de corrosão e interpretação dos dados pode ser complexo.[002] Corrosion of metal pipes is a constant problem. Efforts to mitigate corrosion include the use of corrosion-resistant alloys, coatings, treatments, and corrosion transfer, among others. Additionally, efforts to improve corrosion monitoring are ongoing. For downhole casing strings, several types of corrosion monitoring tools are available. One type of corrosion monitoring tool uses electromagnetic (EM) fields to estimate pipe thickness or other indicators of corrosion. As an example, an EM logging tool may collect data on pipe thickness to produce an EM profile. EM profile data can be interpreted to determine production condition and mediate casing strings, piping, collars, filters, packers and drill holes. When multiple casing columns are employed together, correctly managing corrosion detection EM logging tool operations and data interpretation can be complex.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOSBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[003] Estes desenhos ilustram certos aspectos de alguns exemplos da presente divulgação, e não devem ser utilizados para limitar ou definir a divulgação.[003] These drawings illustrate certain aspects of some examples of the present disclosure, and should not be used to limit or define the disclosure.

[004] A Figura 1 ilustra um exemplo de uma ferramenta de perfilagem de EM disposta em um furo de poço; A Figura 2 ilustra um exemplo de defeitos arbitrários dentro de múltiplos tubos; A Figura 3A ilustra um exemplo de uma configuração de tubo concêntrico; A Figura 3B ilustra um exemplo de uma configuração de tubo excêntrico; A Figura 4 ilustra um exemplo de um perfil de poço; A Figura 5 ilustra um fluxograma de identificação e remoção de artefato; A Figura 6A ilustra um exemplo de um gráfico de um posicionamento inicial do ponto de interrupção; A Figura 6B ilustra um exemplo de um gráfico de um posicionamento final de ponto de interrupção; A Figura 7 ilustra um exemplo de um gráfico de um sinal após a remoção do colar com colocação inicial do ponto de interrupção; A Figura 8 ilustra um exemplo de um gráfico de um indicador de artefato em função da profundidade; A Figura 9 ilustra um exemplo de um gráfico de um sinalizador de artefato correspondente ao indicador de artefato; A Figura 10 ilustra um exemplo de gráfico após a remoção do artefato; e A Figura 11 ilustra um exemplo de aplicação de inversão utilizando saídas em vez de entradas.[004] Figure 1 illustrates an example of an EM logging tool arranged in a wellbore; Figure 2 illustrates an example of arbitrary defects within multiple tubes; Figure 3A illustrates an example of a concentric tube configuration; Figure 3B illustrates an example of an eccentric tube configuration; Figure 4 illustrates an example of a well profile; Figure 5 illustrates an artifact identification and removal flowchart; Figure 6A illustrates an example of a graph of an initial breakpoint positioning; Figure 6B illustrates an example of a graph of a final breakpoint placement; Figure 7 illustrates an example of a graph of a signal after collar removal with initial breakpoint placement; Figure 8 illustrates an example of a graph of an artifact indicator as a function of depth; Figure 9 illustrates an example of a graph of an artifact flag corresponding to the artifact indicator; Figure 10 illustrates an example graph after artifact removal; and Figure 11 illustrates an example of an inversion application using outputs instead of inputs.

DESCRIÇÃO DETALHADADETAILED DESCRIPTION

[005] Esta divulgação pode geralmente se relacionar a métodos para identificar artefatos com uma ferramenta de perfilagem eletromagnética em uma configuração de tubo excêntrico compreendendo uma pluralidade de tubos. Detecção eletromagnética (EM) pode fornecer medições contínuas in situ de parâmetros relacionados à integridade de tubos em poços revestidos. Como resultado, detecção EM pode ser usada em aplicações de monitoramento de poços. As ferramentas de perfilagem EM podem ser configuradas para vários tubos concêntricos (por exemplo, para um ou mais) com o diâmetro do primeiro tubo variando (por exemplo, de cerca de duas polegadas a cerca de sete polegadas ou mais). As ferramentas de perfil de EM podem medir correntes parasitas para determinar a perda de metal e usar núcleos magnéticos nos transmissores. As ferramentas de perfil de EM podem usar corrente parasita de pulso (domínio do tempo) e podem empregar bobinas múltiplas (longas, curtas e transversais) para avaliar vários tipos de defeitos em tubos duplos. Deve notar-se que as técnicas utilizadas no domínio de tempo podem ser utilizadas em medições no domínio de frequência. As ferramentas de perfil de EM podem operar em um transportador. As ferramentas de perfil de EM podem incluir uma fonte de energia independente e pode armazenar os dados adquiridos na memória. Um núcleo magnético pode ser usado na detecção de defeitos em múltiplos tubos concêntricos.[005] This disclosure may generally relate to methods for identifying artifacts with an electromagnetic logging tool in an eccentric tube configuration comprising a plurality of tubes. Electromagnetic (EM) detection can provide continuous in situ measurements of parameters related to pipe integrity in cased wells. As a result, EM detection can be used in well monitoring applications. EM logging tools can be configured for multiple concentric tubes (e.g., for one or more) with the diameter of the first tube varying (e.g., from about two inches to about seven inches or more). EM profiling tools can measure eddy currents to determine metal loss and use magnetic cores in transmitters. EM profiling tools can use pulsed eddy current (time domain) and can employ multiple coils (long, short, and transverse) to evaluate various types of defects in duplex tubes. It should be noted that techniques used in the time domain can be used in measurements in the frequency domain. EM profiling tools can operate on a conveyor. EM profiling tools may include an independent power source and may store acquired data in memory. A magnetic core can be used to detect defects in multiple concentric tubes.

[006] O monitoramento das condições da produção e das colunas intermediárias de revestimento é crucial nas operações de campo de petróleo e gás. As técnicas de corrente parasita (EC) EM foram usadas com sucesso na inspeção desses componentes. As técnicas EC EM consistem em duas grandes categorias: técnicas de EC no domínio de frequência e técnicas de EC no domínio de tempo. Nas duas técnicas, um ou mais transmissores são excitados com um sinal de excitação, e os sinais dos tubos são recebidos e registrados para interpretação. O sinal recebido é tipicamente proporcional à quantidade de metal que está ao redor do transmissor e do receptor. Por exemplo, menor magnitude do sinal é tipicamente uma indicação de mais metal e mais magnitude do sinal é uma indicação de menos metal. Esse relacionamento pode permitir medições de perda de metal, o que normalmente ocorre devido a uma anomalia relacionada ao tubo, como corrosão ou flambagem.[006] Monitoring the conditions of production and intermediate casing columns is crucial in oil and gas field operations. Eddy current (EC) EM techniques have been successfully used in the inspection of these components. EC EM techniques consist of two broad categories: frequency domain EC techniques and time domain EC techniques. In both techniques, one or more transmitters are excited with an excitation signal, and the tube signals are received and recorded for interpretation. The received signal is typically proportional to the amount of metal that is around the transmitter and receiver. For example, lower signal magnitude is typically an indication of more metal and higher signal magnitude is an indication of less metal. This relationship can allow measurements of metal loss, which typically occurs due to a pipe-related anomaly such as corrosion or buckling.

[007] No caso de várias colunas de tubo agrupadas, o sinal recebido pode ser uma combinação não linear de sinais de todas as tubulações. Como resultado, não é possível, em geral, usar um relacionamento linear simples para relacionar o sinal recebido à perda ou ganho de metal para colunas de tubos compostas por três ou mais tubos agrupados. Para resolver esse problema, um método chamado "inversão" é usado. A inversão utiliza um modelo avançado e o compara ao sinal para determinar a espessura de cada tubo. O modelo direto é executado repetidamente até que seja obtida uma correspondência satisfatória entre o sinal modelado e o sinal medido. O modelo de encaminhamento normalmente precisa ser executado centenas de vezes ou mais para cada ponto de perfilagem. Como resultado, ele precisa ser um modelo computacionalmente eficiente. Para alcançar a eficiência computacional, certas simplificações do problema real precisam ser consideradas para o modelo direto. Uma das simplificações mais significativas é a suposição de centralização, em que cada tubo é considerado perfeitamente centralizado em relação a outros tubos e ao instrumento de medição. Fazer essa suposição melhora significativamente a eficiência computacional da modelagem direta e permite uma solução viável de inspeção de múltiplos tubos de EM. No entanto, também resulta em artefatos em profundidades onde essa suposição é invalidada, por exemplo, onde existem efeitos de excentricidade. As ideias divulgadas abaixo facilitam a identificação e remoção de tais artefatos.[007] In the case of several grouped pipe columns, the received signal may be a non-linear combination of signals from all pipes. As a result, it is not generally possible to use a simple linear relationship to relate received signal to metal loss or gain for tube strings composed of three or more tubes grouped together. To solve this problem, a method called "inversion" is used. The inversion uses an advanced model and compares it to the signal to determine the thickness of each tube. The forward model is run repeatedly until a satisfactory match between the modeled signal and the measured signal is obtained. The forwarding model typically needs to be run hundreds of times or more for each profiling point. As a result, it needs to be a computationally efficient model. To achieve computational efficiency, certain simplifications of the real problem need to be considered for the forward model. One of the most significant simplifications is the centering assumption, where each tube is assumed to be perfectly centered with respect to other tubes and the measuring instrument. Making this assumption significantly improves the computational efficiency of forward modeling and allows for a viable multiple EM tube inspection solution. However, it also results in artifacts at depths where this assumption is invalidated, for example where eccentricity effects exist. The ideas disclosed below make it easier to identify and remove such artifacts.

[008] A Figura 1 ilustra um ambiente operacional para uma ferramenta de perfilagem de EM 100, conforme divulgado no presente documento. A ferramenta de perfil de EM 100 pode compreender um transmissor 102 e/ou um receptor 104. Nos exemplos, a ferramenta de perfil de EM 100 pode ser uma ferramenta de indução que pode operar com a execução de onda contínua de pelo menos uma frequência. Isto pode ser realizado com qualquer número de transmissores 102 e/ou qualquer número de receptores 104, que podem ser dispostos na ferramenta de perfilagem EM 100. Em exemplos adicionais, o transmissor 102 pode funcionar e/ou operar como um receptor 104. A ferramenta de perfilagem EM 100 pode ser operativamente acoplada a um transportador 106 (por exemplo, cabo fixo, cabo liso, tubagem enrolada, tubo, trator de fundo de poço e/ou semelhantes) que pode fornecer suspensão mecânica, bem como conectividade elétrica, para a ferramenta de perfilagem EM 100. O transporte 106 e a ferramenta de perfilagem de EM 100 podem se estender dentro da coluna de revestimento 108 até uma profundidade desejada dentro do furo de poço 110. O transporte 106, que pode incluir um ou mais condutores elétricos, pode sair da cabeça de poço 112, pode passar em torno da polia 114, pode engatar o odômetro 116 e pode ser enrolado no guincho 118, o qual pode ser utilizado para elevar e abaixar o conjunto da ferramenta no furo de poço 110. Os sinais registrados pela ferramenta de perfilagem EM 100 podem ser armazenados na memória e depois processados pela unidade de visualização e armazenamento 120 após a recuperação da ferramenta de perfilagem de EM 100 a partir do furo de poço 110. Alternativamente, os sinais registrado pela ferramenta de perfilagem de EM 100 podem ser conduzidos para exibir e armazenar a unidade 120 pelo transportador 106. A unidade de exibição e armazenamento 120 pode processar os sinais, e as informações nele contidas podem ser exibidas para um operador observar e armazenar para processamento e referência futuros. Alternativamente, os sinais podem ser processados no fundo de poço antes do recebimento pela unidade de exibição e armazenamento 120 ou no fundo de poço e na superfície 122, por exemplo, pela unidade de exibição e armazenamento 120. A unidade de exibição e armazenamento 120 também pode conter um aparelho para fornecer sinais de controle e energia para a ferramenta de perfilagem de EM 100. A coluna de revestimento típica 108 pode se estender a partir da cabeça de poço 112 no nível do solo ou acima dele até uma profundidade selecionada dentro de um furo de poço 110. A coluna de revestimento 108 pode compreender uma pluralidade de junções 130 ou segmentos de coluna de revestimento 108, cada junção 130 sendo conectada aos segmentos adjacentes por um colar 132. Pode haver qualquer número de camadas na coluna de revestimento 108. Por exemplo, um primeiro revestimento 134 e um segundo revestimento 136. Deve notar-se que pode haver qualquer número de camadas de revestimento.[008] Figure 1 illustrates an operational environment for an EM 100 profiling tool, as disclosed in this document. The EM profiling tool 100 may comprise a transmitter 102 and/or a receiver 104. In the examples, the EM profiling tool 100 may be an induction tool that can operate with continuous wave running of at least one frequency. This may be accomplished with any number of transmitters 102 and/or any number of receivers 104, which may be arranged on the EM logging tool 100. In further examples, the transmitter 102 may function and/or operate as a receiver 104. The tool EM logging tool 100 may be operatively coupled to a conveyor 106 (e.g., fixed cable, smooth cable, coiled tubing, pipe, downhole tractor, and/or the like) that may provide mechanical suspension, as well as electrical connectivity, for the EM logging tool 100. The carriage 106 and the EM logging tool 100 may extend within the casing string 108 to a desired depth within the wellbore 110. The carriage 106, which may include one or more electrical conductors, may exit the wellhead 112, may pass around the pulley 114, may engage the odometer 116, and may be wrapped around the winch 118, which may be used to raise and lower the tool assembly in the wellbore 110. The signals recorded by the EM logging tool 100 may be stored in memory and then processed by the display and storage unit 120 upon retrieval of the EM logging tool 100 from the wellbore 110. Alternatively, the signals recorded by the EM logging tool 100 EM 100 may be driven to display and storage unit 120 by conveyor 106. The display and storage unit 120 may process the signals, and the information contained therein may be displayed for an operator to observe and store for future processing and reference. Alternatively, the signals may be processed downhole prior to receipt by the display and storage unit 120 or downhole and surface 122, e.g., by the display and storage unit 120. The display and storage unit 120 also may contain an apparatus for providing control signals and power to the EM logging tool 100. The typical casing string 108 may extend from the wellhead 112 at or above ground level to a selected depth within a wellbore 110. The casing string 108 may comprise a plurality of joints 130 or casing string segments 108, each joint 130 being connected to adjacent segments by a collar 132. There may be any number of layers in the casing string 108. For example, a first coating 134 and a second coating 136. It should be noted that there may be any number of coating layers.

[009] A Figura 1 também ilustra uma coluna de tubos típica 138, a qual pode ser posicionada dentro da coluna de revestimento 108 que se estende da parte da distância para baixo do furo de poço 110. A coluna de tubo 138 pode ser tubagem de produção, coluna de tubagem, coluna de revestimento ou outro tubo disposto dentro da coluna de revestimento 108. A coluna de tubo 138 pode compreender tubos concêntricos. Deve-se notar que os tubos concêntricos podem ser conectados por colares 132. A ferramenta de perfilagem de EM 100 pode ser dimensionada de modo que possa ser baixada para dentro do furo de poço 110 através da coluna de tubulação 138, evitando assim a dificuldade e a despesa associadas a puxar a coluna de tubulação 138 para fora do furo de poço 110.[009] Figure 1 also illustrates a typical pipe string 138, which can be positioned within the casing string 108 that extends from the distance portion of the wellbore 110. The pipe string 138 can be pipework. production, tubing string, casing string, or other tube disposed within casing string 108. Tube string 138 may comprise concentric tubes. It should be noted that the concentric tubes can be connected by collars 132. The EM logging tool 100 can be sized so that it can be lowered into the wellbore 110 through the tubing string 138, thus avoiding the difficulty and the expense associated with pulling the tubing string 138 out of the wellbore 110.

[0010] Em sistemas de perfilagem, tais como, por exemplo, sistemas de perfilagem utilizando a ferramenta de perfilagem de EM 100, pode ser utilizado um sistema de telemetria digital, em que um circuito elétrico pode ser utilizado tanto para fornecer energia para a ferramenta de perfilagem de EM 100 quanto para transferir dados entre a unidade de exibição e armazenamento 120 e a ferramenta de perfilagem de EM 100. Uma voltagem CC pode ser fornecida à ferramenta de perfilagem de EM 100 por uma fonte de energia localizada acima do nível do solo e os dados podem ser acoplados ao condutor de energia de CC por um sistema de pulsos de corrente de banda base. Alternativamente, a ferramenta de perfilagem de EM 100 pode ser alimentada por baterias localizadas dentro do conjunto de ferramenta de fundo de poço, e/ou os dados fornecidos pela ferramenta de perfilagem de EM 100 podem ser armazenados dentro do conjunto de ferramentas de fundo de poço, em vez de transmitidos para a superfície durante a perfilagem (detecção de corrosão).[0010] In profiling systems, such as, for example, profiling systems using the EM 100 profiling tool, a digital telemetry system can be used, in which an electrical circuit can be used to both supply power to the tool of EM logging tool 100 and for transferring data between the display and storage unit 120 and the EM logging tool 100. A DC voltage may be supplied to the EM logging tool 100 by a power source located above ground level and the data can be coupled to the DC power conductor by a system of baseband current pulses. Alternatively, the EM 100 logging tool may be powered by batteries located within the downhole tool assembly, and/or data provided by the EM 100 logging tool may be stored within the downhole tool assembly. , rather than transmitted to the surface during profiling (corrosion detection).

[0011] A ferramenta de perfilagem de EM 100 pode ser utilizada para excitação do transmissor 102. O transmissor 102 pode transmitir campos eletromagnéticos para a formação subterrânea 142. Os campos eletromagnéticos do transmissor 102 podem ser referidos como um campo eletromagnético primário. Os campos eletromagnéticos primários podem produzir correntes parasitas na coluna de revestimento 108 e na coluna de tubulação 138. Estas correntes Parasitas, por sua vez, produzem campos eletromagnéticos secundários que podem ser detectados junto com os campos eletromagnéticos primários pelos receptores 104. A caracterização da coluna de revestimento 108 e da coluna de tubos 138, incluindo a determinação dos atributos de tubo, pode ser realizada medindo e processando estes campos eletromagnéticos. Os atributos de tubo podem incluir, mas não estão limitados a, espessura do tubo, condutividade do tubo e/ou permeabilidade do tubo.[0011] The EM logging tool 100 can be used for exciting the transmitter 102. The transmitter 102 can transmit electromagnetic fields to the underground formation 142. The electromagnetic fields from the transmitter 102 can be referred to as a primary electromagnetic field. The primary electromagnetic fields can produce eddy currents in the casing string 108 and the piping string 138. These Eddy currents, in turn, produce secondary electromagnetic fields that can be detected along with the primary electromagnetic fields by the receivers 104. Characterization of the column casing 108 and pipe string 138, including determining the pipe attributes, can be performed by measuring and processing these electromagnetic fields. Pipe attributes may include, but are not limited to, pipe thickness, pipe conductivity, and/or pipe permeability.

[0012] Como ilustrado, os receptores 104 podem ser posicionados na ferramenta de perfilagem de EM 100 a distâncias selecionadas (por exemplo, espaçamento axial) afastadas dos transmissores 102. Os espaçamentos axiais dos receptores 104 dos transmissores 102 podem variar, por exemplo, de cerca de 0 polegada (0 cm) a cerca de 40 polegadas (101,6 cm) ou mais. Deve ser entendido que a configuração da ferramenta de perfilagem EM 100, mostrada na Figura 1, é meramente ilustrativa e que outras configurações da ferramenta de perfilagem EM 100 podem ser utilizadas com as técnicas atuais. Um espaçamento de 0 polegada (0 cm) pode ser obtido colocando-se bobinas com diferentes diâmetros. Enquanto a Figura 1 mostra apenas um arranjo único de receptores 104, pode haver múltiplos arranjos de sensores em que a distância entre o transmissor 102 e os receptores 104 em cada um dos arranjos de sensores pode variar. Além disso, a ferramenta de perfilagem de EM 100 pode incluir mais do que um transmissor 102 e mais ou menos do que seis dos receptores 104. Além disso, o transmissor 102 pode ser uma bobina implementada para transmissão de campo magnético enquanto também mede campos EM, em alguns casos. Quando são utilizados múltiplos transmissores 102, o seu funcionamento pode ser multiplexado ou multiplexado no tempo. Por exemplo, um único transmissor 102 pode transmitir, por exemplo, um sinal de múltiplas frequências ou um sinal de banda larga. Embora não seja mostrada, a ferramenta de perfilagem de EM 100 pode incluir um transmissor 102 e um receptor 104 que estão na forma de bobinas ou solenoides coaxialmente posicionados dentro de um tubular de fundo de poço (por exemplo, coluna de revestimento 108) e separados ao longo do eixo da ferramenta. Alternativamente, a ferramenta de perfilagem de EM 100 pode incluir um transmissor 102 e receptor 104 que estão na forma de bobinas ou solenoides coaxialmente posicionados dentro de um tubular de fundo de poço (por exemplo, coluna de revestimento 108) e colocados ao longo do eixo da ferramenta.[0012] As illustrated, receivers 104 may be positioned in the EM profiling tool 100 at selected distances (e.g., axial spacing) away from the transmitters 102. The axial spacings of the receivers 104 from the transmitters 102 may vary, for example, from about 0 inches (0 cm) to about 40 inches (101.6 cm) or more. It should be understood that the configuration of the EM 100 logging tool, shown in Figure 1, is merely illustrative and that other configurations of the EM 100 logging tool can be used with current techniques. A spacing of 0 inches (0 cm) can be achieved by placing coils with different diameters. While Figure 1 shows only a single array of receivers 104, there may be multiple arrays of sensors in which the distance between the transmitter 102 and the receivers 104 in each of the sensor arrays may vary. Additionally, the EM logging tool 100 may include more than one transmitter 102 and more or less than six of the receivers 104. Additionally, the transmitter 102 may be a coil implemented for magnetic field transmission while also measuring EM fields. , in some cases. When multiple transmitters 102 are used, their operation may be multiplexed or time multiplexed. For example, a single transmitter 102 may transmit, for example, a multi-frequency signal or a broadband signal. Although not shown, the EM logging tool 100 may include a transmitter 102 and a receiver 104 that are in the form of coils or solenoids coaxially positioned within a downhole tubular (e.g., casing string 108) and separated along the tool axis. Alternatively, the EM logging tool 100 may include a transmitter 102 and receiver 104 that are in the form of coils or solenoids coaxially positioned within a downhole tubular (e.g., casing string 108) and placed along the axis of the tool.

[0013] A transmissão de campos EM pelo transmissor 102 e o registro de sinais pelos receptores 104 podem ser controlados pela unidade de exibição e armazenamento 120, que pode incluir um sistema de manipulação de informações 144. Como ilustrado, o sistema de manipulação de informações 144 pode ser um componente da unidade de exibição e armazenamento 120. Em alternativa, o sistema de manipulação de informações 144 pode ser um componente da ferramenta de perfilagem de EM 100. Um sistema de manipulação de informações 144 pode incluir qualquer instrumentalidade ou agregado de instrumentalidades operável para computar, estimar, classificar, processar, transmitir, receber, recuperar, originar, comutar, armazenar, exibir, manifestar, detectar, registrar, reproduzir, manipular ou utilizar qualquer forma de informação, inteligência ou dados para fins de negócios, científicos, de controle ou para outros fins. Por exemplo, um sistema de manipulação de informações 144 pode ser um computador pessoal, um dispositivo de armazenamento de rede ou qualquer outro dispositivo adequado e pode variar em tamanho, formato, desempenho, funcionalidade e preço. Sistema de manipulação de informações 144 pode incluir uma unidade de processamento 146 (por exemplo, microprocessador, unidade de processamento central, etc.) que pode processar os dados do perfil de EM, executando o software ou as instruções obtidas de um meio local não transitório legível por computador 148 (por exemplo, discos ópticos, discos magnéticos). O meio não transitório legível por computador 148 pode armazenar software ou instruções dos métodos aqui descritos. Um meio não transitório legível por computador 148 pode incluir qualquer instrumentalidade ou agregação de instrumentalidades que possa reter dados e/ou instruções durante um período de tempo. O meio não transitório legível por computador 148 pode incluir, por exemplo, um meio de armazenamento, tal como um dispositivo de armazenamento de acesso direto (por exemplo, uma unidade de disco rígido ou unidade de disquete), um dispositivo de armazenamento de acesso sequencial (por exemplo, uma unidade de disco de fita), disco compacto, CD-ROM, DVD, RAM, ROM, memória somente de leitura programável eletricamente apagável (EEPROM) e/ou memória flash; assim como um meio de comunicações, tal como fios, fibras ópticas, microondas, ondas de rádio e outras portadoras eletromagnéticas e/ou ópticas; e/ou qualquer combinação das supracitadas. O sistema de manipulação de informações 144 também pode incluir I(s) dispositivo(s) de entrada 150 (por exemplo, teclado, mouse, touchpad, etc.) e o(s) dispositivo(s) de saída 152 (por exemplo, monitor, impressora, etc.). O(s) dispositivo(s) de entrada 150 e o(s) dispositivo(s) de saída 152 proporcionam uma interface de usuário que permite a um operador interagir com a ferramenta de perfilagem de EM 100 e/ou software executado pela unidade de processamento 146. Por exemplo, o sistema de manipulação de informações 144 pode permitir que um operador selecione opções de análise, veja dados de perfilagem coletados, veja resultados de análises e/ou execute outras tarefas.[0013] The transmission of EM fields by the transmitter 102 and the recording of signals by the receivers 104 may be controlled by the display and storage unit 120, which may include an information handling system 144. As illustrated, the information handling system 144 may be a component of the display and storage unit 120. Alternatively, the information handling system 144 may be a component of the EM profiling tool 100. An information handling system 144 may include any instrumentality or aggregate of instrumentalities operable to compute, estimate, classify, process, transmit, receive, retrieve, originate, switch, store, display, manifest, detect, record, reproduce, manipulate or utilize any form of information, intelligence or data for business, scientific, control or for other purposes. For example, an information handling system 144 may be a personal computer, a network storage device, or any other suitable device and may vary in size, shape, performance, functionality, and price. Information handling system 144 may include a processing unit 146 (e.g., microprocessor, central processing unit, etc.) that may process EM profile data by executing software or instructions obtained from a non-transitory local medium computer readable 148 (e.g. optical discs, magnetic discs). The non-transitory computer-readable medium 148 may store software or instructions for the methods described herein. A non-transitory computer-readable medium 148 may include any instrumentality or aggregation of instrumentalities that can retain data and/or instructions for a period of time. The non-transitory computer-readable medium 148 may include, for example, a storage medium such as a direct access storage device (e.g., a hard disk drive or floppy disk drive), a sequential access storage device (e.g., a tape disk drive), compact disk, CD-ROM, DVD, RAM, ROM, electrically erasable programmable read-only memory (EEPROM), and/or flash memory; as well as a communications medium, such as wires, optical fibers, microwaves, radio waves and other electromagnetic and/or optical carriers; and/or any combination of the foregoing. The information handling system 144 may also include input device(s) 150 (e.g., keyboard, mouse, touchpad, etc.) and output device(s) 152 (e.g., monitor, printer, etc.). The input device(s) 150 and the output device(s) 152 provide a user interface that allows an operator to interact with the EM logging tool 100 and/or software run by the EM logging unit. processing 146. For example, the information handling system 144 may allow an operator to select analysis options, view collected logging data, view analysis results, and/or perform other tasks.

[0014] A ferramenta de perfilagem de EM 100 pode utilizar qualquer técnica de EM adequada com base na corrente Parasita ("EC") para inspeção de tubos concêntricos (por exemplo, coluna de revestimento 108 e coluna de tubos 138). As técnicas de EC podem ser particularmente adequadas para a caracterização de um arranjo de múltiplas colunas na qual tubos concêntricos são usados. As técnicas de EC podem incluir, mas não estão limitadas a, técnicas de EC de domínio de frequência e técnicas de EC de domínio do tempo.[0014] The EM logging tool 100 can utilize any suitable Eddy Current ("EC") based EM technique for inspection of concentric tubes (e.g., casing string 108 and tube string 138). CE techniques may be particularly suitable for characterizing a multiple column arrangement in which concentric tubes are used. EC techniques may include, but are not limited to, frequency domain EC techniques and time domain EC techniques.

[0015] Em técnicas de EC de domínio de frequência, o transmissor 102 de ferramenta de perfilagem de EM 100 pode ser alimentado por um sinal sinusoidal contínuo, produzindo campos magnéticos primários que iluminam os tubos concêntricos (por exemplo, a coluna de revestimento 108 e a coluna de tubo 138). Os campos eletromagnéticos primários produzem correntes parasitas nos tubos concêntricos. Estas correntes Parasitas, por sua vez, produzem campos eletromagnéticos secundários que podem ser detectados junto com os campos eletromagnéticos primários pelos receptores 104. A caracterização dos tubos concêntricos pode ser realizada medindo e processando esses campos eletromagnéticos.[0015] In frequency domain EC techniques, the transmitter 102 of EM logging tool 100 may be powered by a continuous sinusoidal signal, producing primary magnetic fields that illuminate concentric tubes (e.g., casing string 108 and the tube column 138). Primary electromagnetic fields produce eddy currents in the concentric tubes. These Eddy currents, in turn, produce secondary electromagnetic fields that can be detected along with the primary electromagnetic fields by receivers 104. The characterization of concentric tubes can be carried out by measuring and processing these electromagnetic fields.

[0016] Nas técnicas de EC de domínio de tempo, que também podem ser referidas como EC pulsada (“PEC”), o transmissor 102 pode ser alimentado por um pulso. Os campos eletromagnéticos primários transientes podem ser produzidos devido à transição do pulso de “desligado” para “ligado” ou de “ligado” para “desligado” (mais comum). Esses campos eletromagnéticos transientes produzem EC nos tubos concêntricos (por exemplo, a coluna de revestimento 108 e a coluna de tubo 138). A EC, por sua vez, produz campos eletromagnéticos secundários que podem ser medidos pelos receptores 104 colocados a alguma distância na ferramenta de perfilagem EM 100 do transmissor 102, como mostrado na Figura 1. Em alternativa, os campos eletromagnéticos secundários podem ser medidos por um receptor colocado no mesmo local (não mostrado) ou com o próprio transmissor 102.[0016] In time domain EC techniques, which may also be referred to as pulsed EC (“PEC”), the transmitter 102 may be powered by a pulse. Transient primary electromagnetic fields can be produced due to the transition of the pulse from “off” to “on” or from “on” to “off” (most common). These transient electromagnetic fields produce EC in the concentric tubes (e.g., casing string 108 and tube string 138). The EC, in turn, produces secondary electromagnetic fields that can be measured by receivers 104 placed some distance away in the EM logging tool 100 from the transmitter 102, as shown in Figure 1. Alternatively, the secondary electromagnetic fields can be measured by a receiver placed in the same location (not shown) or with the transmitter 102 itself.

[0017] Deve ser entendido que enquanto a coluna de revestimento 108 está ilustrada como uma única coluna de revestimento, pode haver múltiplas camadas de tubos concêntricos dispostas na seção do furo de poço 110 com a coluna de revestimento 108. Os dados de perfil de EM podem ser obtidos em duas ou mais seções do furo de poço 110 com múltiplas camadas de tubos concêntricos. Por exemplo, a ferramenta de perfilagem de EM 100 pode fazer uma primeira medição da coluna de tubo 138, compreendendo qualquer número adequado de junções 130 conectadas por colares 132. As medições podem ser feitas no domínio de tempo e/ou na faixa de frequência. A ferramenta de perfilagem EM 100 pode fazer uma segunda medição numa coluna de revestimento 108 do primeiro revestimento 134, em que o primeiro revestimento 134 compreende qualquer número adequado de tubos conectados por colares 132. As medições podem ser feitas no domínio de tempo e/ou no domínio de frequência. Estas medições podem ser repetidas qualquer número de vezes e para o segundo revestimento 136 e/ou quaisquer camadas adicionais da coluna de revestimento 108. Nesta divulgação, como discutido mais adiante, métodos podem ser utilizados para determinar a localização de qualquer número de colares 132 na coluna de revestimento 108 e/ou na coluna de tubos 138. A determinação da localização de colares 132 no domínio de frequência e/ou no domínio de tempo pode permitir um processamento preciso dos dados registrados na determinação das propriedades da coluna de revestimento 108 e/ou da coluna de tubos 138, tal como a corrosão. Como mencionado acima, as medições podem ser tomadas no domínio de frequência e/ou no domínio de tempo.[0017] It should be understood that while the casing string 108 is illustrated as a single casing string, there may be multiple layers of concentric tubing arranged in the section of the wellbore 110 with the casing string 108. The EM profile data can be obtained in two or more sections of the wellbore 110 with multiple layers of concentric pipes. For example, the EM logging tool 100 may make a first measurement of the pipe string 138, comprising any suitable number of junctions 130 connected by collars 132. Measurements may be made in the time domain and/or frequency range. The EM logging tool 100 can make a second measurement on a casing string 108 of the first casing 134, wherein the first casing 134 comprises any suitable number of tubes connected by collars 132. Measurements can be made in the time domain and/or in the frequency domain. These measurements may be repeated any number of times and for the second casing 136 and/or any additional layers of the casing string 108. In this disclosure, as discussed further below, methods may be used to determine the location of any number of collars 132 in the casing column 108 and/or tube column 138. Determining the location of collars 132 in the frequency domain and/or time domain may allow accurate processing of the data recorded in determining the properties of casing column 108 and/or or pipe string 138, such as corrosion. As mentioned above, measurements can be taken in the frequency domain and/or in the time domain.

[0018] Em EC no domínio da frequência, a frequência da excitação pode ser ajustada de modo que múltiplas reflexões na parede do tubo (por exemplo, coluna de revestimento 108 ou coluna de tubos 138) são insignificantes e o espaçamento entre os transmissores 102 e/ou o receptor 104 é grande o suficiente que a contribuição para a impedância mútua do modo de guia de onda dominante (mas evanescente) é pequena comparada com a contribuição para a impedância mútua do componente de corte de ramificação. O efeito de corrente parasita de campo remoto (RFEC) pode ser observado. Num regime de RFEC, a impedância mútua entre a bobina do transmissor 102 e a bobina de um dos receptores 104, pode ser sensível à espessura da parede do tubo. Para ser mais específico, a fase da impedância varia conforme: e a magnitude da impedância mostra a dependência: onde ω é a frequência angular da fonte de excitação, μ é a permeabilidade magnética do tubo, o é a condutividade elétrica do tubo, e t é a espessura do tubo. Usando a definição comum de profundidade da pele para os metais como: [0018] In frequency-domain EC, the excitation frequency can be adjusted so that multiple reflections from the tube wall (e.g., casing column 108 or tube column 138) are negligible and the spacing between transmitters 102 and /or receiver 104 is large enough that the contribution to the mutual impedance of the dominant (but evanescent) waveguide mode is small compared to the contribution to the mutual impedance of the branch cutoff component. The remote field eddy current (RFEC) effect can be observed. In an RFEC regime, the mutual impedance between the transmitter coil 102 and the coil of one of the receivers 104 may be sensitive to the thickness of the pipe wall. To be more specific, the impedance phase varies depending on: and the magnitude of the impedance shows the dependence: where ω is the angular frequency of the excitation source, μ is the magnetic permeability of the tube, o is the electrical conductivity of the tube, and t is the thickness of the tube. Using the common definition of skin depth for metals as:

[0019] A fase da impedância varia conforme: e a magnitude da impedância mostra a dependência: [0019] The impedance phase varies depending on: and the magnitude of the impedance shows the dependence:

[0020] Em RFEC, a quantidade estimada pode ser a espessura total do metal. Assim, para múltiplos tubos concêntricos, o parâmetro estimado pode ser o total ou a soma das espessuras dos tubos. A variação quase linear da fase de impedância mútua com a espessura total do metal pode ser empregada para realizar uma estimativa rápida para estimar a espessura total de múltiplos tubos concêntricos. Para este propósito, para qualquer conjunto de dimensões de tubos, propriedades de materiais e configuração de ferramentas, tal variação linear pode ser construída rapidamente e pode ser usada para estimar a espessura total dos tubos concêntricos. O sistema de manipulação de informações 144 pode permitir que um operador selecione opções de análise, veja dados de perfilagem coletados, veja resultados de análises e/ou execute outras tarefas.[0020] In RFEC, the estimated quantity may be the total thickness of the metal. Thus, for multiple concentric tubes, the estimated parameter can be the total or the sum of the tube thicknesses. The nearly linear variation of the mutual impedance phase with the total metal thickness can be employed to perform a quick estimate to estimate the total thickness of multiple concentric tubes. For this purpose, for any set of tube dimensions, material properties and tool configuration, such a linear variation can be quickly constructed and can be used to estimate the total thickness of concentric tubes. The information handling system 144 may allow an operator to select analysis options, view collected logging data, view analysis results, and/or perform other tasks.

[0021] O monitoramento da condição da coluna de tubos 138 e da coluna de revestimento 108 pode ser realizado no sistema de manipulação de informações 144 em operações de campo de petróleo e gás. O sistema de manipulação de informações 144 pode ser utilizado com técnicas de Corrente Parasita (EC) Eletromagnética (EM) para inspecionar a coluna de tubos 138 e a coluna de revestimento 108. As técnicas EM EC podem incluir técnicas de EC no domínio de frequência e técnicas de EC no domínio de tempo. Nas técnicas no domínio de tempo e no domínio de frequência, um ou mais transmissores 102 podem ser excitados com um sinal de excitação e o receptor 104 pode gravar o sinal de excitação refletido para interpretação. O sinal recebido é proporcional à quantidade de metal que está ao redor do transmissor 102 e do receptor 104. Por exemplo, menor magnitude do sinal é tipicamente uma indicação de mais metal e mais magnitude do sinal é uma indicação de menos metal. Essa relação pode ser utilizada para determinar a perda de metal, o que pode ser devido a uma anormalidade relacionada ao tubo, como corrosão ou flambagem.[0021] Monitoring the condition of the pipe string 138 and the casing string 108 can be performed in the information handling system 144 in oil and gas field operations. The information handling system 144 may be used with Eddy Current (EC) Electromagnetic (EM) techniques to inspect the pipe string 138 and the casing string 108. EM EC techniques may include frequency domain EC techniques and CE techniques in the time domain. In time domain and frequency domain techniques, one or more transmitters 102 may be excited with an excitation signal and the receiver 104 may record the reflected excitation signal for interpretation. The received signal is proportional to the amount of metal that is around the transmitter 102 and the receiver 104. For example, lower signal magnitude is typically an indication of more metal and higher signal magnitude is an indication of less metal. This relationship can be used to determine metal loss, which may be due to a pipe-related abnormality such as corrosion or buckling.

[0022] A Figura 2 mostra a ferramenta de perfilagem de EM 100 disposta na coluna de tubos 138 que pode ser cercada por uma pluralidade de tubos agrupados (por exemplo, primeiro revestimento 134 e segundo revestimento 136) e uma ilustração das anomalias 200 dispostas dentro da pluralidade de tubos agrupados. À medida que a ferramenta de perfilagem de EM 100 se move através da coluna de tubos 138 e da coluna de revestimento 108, um ou mais transmissores 102 podem ser excitados e um sinal (impedância mútua entre o transmissor 102 e o receptor 104) em um ou mais receptores 104 pode ser registrado.[0022] Figure 2 shows the EM logging tool 100 disposed in the tube column 138 which may be surrounded by a plurality of grouped tubes (e.g., first casing 134 and second casing 136) and an illustration of the anomalies 200 arranged within of the plurality of grouped tubes. As the EM logging tool 100 moves through the tube string 138 and casing string 108, one or more transmitters 102 may be excited and a signal (mutual impedance between transmitter 102 and receiver 104) at a or more 104 receivers can be registered.

[0023] Devido à física da corrente Parasita e à atenuação eletromagnética, a coluna de tubos 138 e/ou a coluna de revestimento 108 podem gerar um sinal elétrico que está na polaridade oposta ao sinal de incidente e resulta em uma redução no sinal recebido. Normalmente, mais volume de metal se traduz em mais sinal perdido. Como resultado, inspecionando os ganhos do sinal, é possível identificar zonas com perda de metal (como corrosão). A fim de distinguir sinais que se originam de anomalias em diferentes tubos de uma configuração de múltiplos tubos aninhados, vários espaçamentos e frequências transmissor-receptor podem ser utilizados. Por exemplo, transmissores de espaçamento curto 102 e receptores 104 podem ser sensíveis ao primeiro revestimento 134, enquanto transmissores de espaçamento mais longo 102 e receptores 104 podem ser sensíveis ao segundo revestimento 136 e/ou tubos mais profundos (3o, 4o, etc.). Ao analisar os níveis de sinal nesses diferentes canais com métodos de inversão, é possível relacionar um certo sinal recebido a uma certa perda ou ganho de metal em cada tubo. Além da perda de metal, outras propriedades do tubo, como permeabilidade magnética e condutividade, também podem ser estimadas por métodos de inversão. No entanto, pode haver fatores que complicam a interpretação das perdas. Por exemplo, os sinais de tubo profundo podem ser significativamente mais baixos (por exemplo, uma ou duas ordens de magnitude inferiores) do que os sinais de tubo mais rasos. Aparecem indicações de mergulho duplo para transmissores de espaçamento longo 102 e receptores 104. A propagação espacial dos sinais de transmissor- receptor espaçados por um colar 132 pode ser de cerca de um pé (0,3048 metro) a cerca de 6 pés (1,8288 metros). Devido a essas complicações, talvez seja necessário usar métodos para inspecionar com precisão os recursos do tubo.[0023] Due to the physics of Eddy current and electromagnetic attenuation, the tube string 138 and/or the casing string 108 may generate an electrical signal that is in the opposite polarity to the incident signal and results in a reduction in the received signal. Typically, more metal volume translates into more lost signal. As a result, by inspecting the signal gains, it is possible to identify zones of metal loss (such as corrosion). In order to distinguish signals that originate from anomalies in different tubes of a multiple nested tube configuration, various transmitter-receiver spacings and frequencies can be used. For example, short spacing transmitters 102 and receivers 104 may be sensitive to first casing 134, while longer spacing transmitters 102 and receivers 104 may be sensitive to second casing 136 and/or deeper tubes (3rd, 4th, etc.) . By analyzing the signal levels in these different channels with inversion methods, it is possible to relate a certain received signal to a certain metal loss or gain in each tube. In addition to metal loss, other tube properties such as magnetic permeability and conductivity can also be estimated by inversion methods. However, there may be factors that complicate the interpretation of losses. For example, deep tube signals can be significantly lower (e.g., one or two orders of magnitude lower) than shallower tube signals. Double-dip indications appear for long-spaced transmitters 102 and receivers 104. The spatial propagation of transmitter-receiver signals spaced by a collar 132 can be from about one foot (0.3048 meter) to about 6 feet (1. 8288 meters). Because of these complications, it may be necessary to use methods to accurately inspect the pipe features.

[0024] A inspeção de múltiplos tubos pode utilizar inversão para inspecionar com precisão os recursos do tubo. A inversão é um processo iterativo em que os sinais gerados a partir de um modelo direto são correspondidos às medições. Isso é realizado fazendo ajustes nos parâmetros de entrada iterativamente até que um modelo direto dos parâmetros de entrada corresponda às respostas medidas. Esse processo geralmente envolve a execução do modelo direto centenas de vezes para cada ponto de perfilagem. Vários métodos podem ser utilizados para acelerar esse processo. Esses métodos podem utilizar modelos diretos que fazem uso de uma suposição de concentricidade, em que os tubos agrupados são assumidos como tendo o mesmo ponto central. A Figura 3A mostra um exemplo de configuração de tubo concêntrico e 3B mostra um exemplo de configuração de tubo excêntrico. Como ilustrado nas Figuras 3A e 3B, a ferramenta de perfilagem de EM 100 pode ser disposta dentro da coluna de tubos 138, primeiro revestimento 134, segundo revestimento 136 e terceiro revestimento 300.[0024] Multiple tube inspection can utilize inversion to accurately inspect tube features. Inversion is an iterative process where signals generated from a forward model are matched to measurements. This is accomplished by making adjustments to the input parameters iteratively until a direct model of the input parameters matches the measured responses. This process typically involves running the model straight through hundreds of times for each logging point. Several methods can be used to speed up this process. These methods can utilize direct models that make use of a concentricity assumption, where grouped tubes are assumed to have the same center point. Figure 3A shows an example concentric tube configuration and 3B shows an example eccentric tube configuration. As illustrated in Figures 3A and 3B, the EM profiling tool 100 may be disposed within the pipe string 138, first liner 134, second liner 136, and third liner 300.

[0025] Quando um modelo direto baseado na configuração de tubo concêntrico, ilustrado na Figura 3A, é usado em uma inversão baseada em modelo de um problema com a configuração de tubo excêntrico, ilustrado na Figura 3B, certos artefatos aparecem nos resultados da inversão. Mais especificamente, o efeito de excentricidade não contabilizado pode se manifestar como perda ou corrosão de metal em um ou múltiplos tubos.[0025] When a direct model based on the concentric tube configuration, illustrated in Figure 3A, is used in a model-based inversion of a problem with the eccentric tube configuration, illustrated in Figure 3B, certain artifacts appear in the inversion results. More specifically, the unaccounted for eccentricity effect can manifest as metal loss or corrosion in one or multiple pipes.

[0026] A Figura 4 mostra um exemplo de perfil de poço 400 com esse artefato. O eixo y mostra a profundidade e o eixo x mostra várias trilhas de espessura. A espessura da coluna de tubo 138, primeiro revestimento 134, segundo revestimento 136 e terceiro revestimento 300 são ilustradas com espessuras individuais e a última faixa ilustra uma espessura total 402, conforme registrado. As espessuras diminuem para a esquerda e aumentam para a direita. Em cada pista, a curva 404 é a espessura nominal do tubo e a curva 406 é a espessura produzida pela inversão, caso nenhuma remoção de artefato seja aplicada. A curva 404 segue uma linha de base que aumenta e diminui suavemente, que são as características de assinatura do artefato. A curva 408 mostra a espessura após a remoção do artefato na saída. A espessura corrigida mostra muito menos variação na linha de base. Como discutido abaixo, identificar e remover os artefatos da entrada e/ou saída de um método de inversão pode permitir que um operador determine a localização da corrosão através de múltiplos tubos na coluna de revestimento 108 (por exemplo, referindo-se à Figura 1).[0026] Figure 4 shows an example of well profile 400 with this artifact. The y-axis shows depth and the x-axis shows various thickness tracks. The thickness of the pipe string 138, first coating 134, second coating 136 and third coating 300 are illustrated with individual thicknesses and the last strip illustrates a total thickness 402 as recorded. Thickness decreases to the left and increases to the right. In each lane, curve 404 is the nominal tube thickness and curve 406 is the thickness produced by inversion if no artifact removal is applied. The 404 curve follows a baseline that gently rises and falls, which are the signature characteristics of the artifact. Curve 408 shows the thickness after removing the artifact at the exit. The corrected thickness shows much less variation from the baseline. As discussed below, identifying and removing artifacts from the inlet and/or outlet of an inversion method can allow an operator to determine the location of corrosion across multiple pipes in the casing string 108 (e.g., referring to Figure 1). .

[0027] A Figura 5 mostra um fluxograma de identificação e remoção de artefato 500. O fluxograma 500 pode ser dividido em duas seções. A primeira seção 502 pode compreender identificação de artefato e a segunda seção 504 pode compreender remoção de artefato. Como ilustrado no fluxograma 500, a primeira seção 502 e a segunda seção 504 podem incluir etapas iniciais semelhantes. Deve-se notar que a primeira seção 502 para identificação de artefato e a segunda seção 504 para remoção de artefato podem operar independentemente uma da outra. No entanto, é possível aprimorar a robustez da segunda seção 504, remoção de artefato, aplicando a remoção apenas em locais onde um artefato pode ser identificado e descartado, conforme determinado na primeira seção 502.[0027] Figure 5 shows an artifact identification and removal flowchart 500. The flowchart 500 can be divided into two sections. The first section 502 may comprise artifact identification and the second section 504 may comprise artifact removal. As illustrated in flowchart 500, the first section 502 and the second section 504 may include similar initial steps. It should be noted that the first section 502 for artifact identification and the second section 504 for artifact removal may operate independently of each other. However, it is possible to improve the robustness of the second section 504, artifact removal, by applying removal only in locations where an artifact can be identified and discarded, as determined in the first section 502.

[0028] Tanto a primeira seção 502 como a segunda seção 504 podem estar com um sinal de entrada, gravado pelo receptor 104 (por exemplo, referindo-se à Figura 1), sendo usadas na etapa 506. A etapa 506 pode operar e funcionar para remover os colares, através da remoção dos sinais do colar, do sinal de entrada. Por exemplo, os colares 132 (por exemplo, referindo-se à Figura 1) podem ser identificados utilizando qualquer algoritmo disponível e substituindo os sinais de colar por um sinal de fundo mais suave. Sem limitação, os algoritmos podem ser algoritmos de detecção de pico, filtros correspondentes, aprendizado de máquina e/ou semelhantes. Como os colares 132 geram sinais com grande magnitude, os colares 132 podem dificultar a identificação numérica de uma linha de base do sinal de entrada. Em exemplos, uma grande magnitude pode ser 20 por cento maior que o sinal da linha de base (nominal). A etapa 506 pode garantir que as operações de identificação e remoção abaixo possam ser executadas com base em uma linha de base precisa possível.[0028] Both the first section 502 and the second section 504 may have an input signal, recorded by receiver 104 (e.g., referring to Figure 1), being used in step 506. Step 506 may operate and function to remove the collars, by removing the collar signals, from the input signal. For example, collars 132 (e.g., referring to Figure 1) can be identified using any available algorithm and replacing the collar signals with a softer background signal. Without limitation, the algorithms may be peak detection algorithms, matching filters, machine learning, and/or the like. Because collars 132 generate signals with large magnitude, collars 132 can make it difficult to identify a baseline numerical input signal. In examples, a large magnitude may be 20 percent greater than the baseline (nominal) signal. Step 506 can ensure that the identification and removal operations below can be performed based on as accurate a baseline as possible.

[0029] Após a identificação da posição dos colares 132 na etapa 506, a remoção do sinal do colar pode ser realizada usando um dos muitos métodos disponíveis. Em uma modalidade específica, certos pontos de interrupção podem ser identificados para cada colar 132 (por exemplo, referindo-se à Figura 1) na dimensão de profundidade com base na localização do colar 132 e na largura esperada da assinatura, como mostrado nas Figuras 6A e 6B. Os pontos de interrupção 600 podem ser colocados nas posições dc-0,6w, dc e dc+0,6w onde dc é a profundidade do colar 132 e w é a largura esperada da assinatura do colar. A Figura 6A mostra um exemplo de posicionamento inicial 602. Os pontos de interrupção iniciais 600 podem ser movidos para fora para os primeiros mínimos/máximos locais para reduzir as mudanças bruscas na inclinação do sinal devido à remoção do colar. As posições finais 604 dos pontos de interrupção após a movimentação são mostradas na Figura 6B.[0029] After identifying the position of the collars 132 in step 506, removal of the collar signal can be performed using one of the many available methods. In a specific embodiment, certain breakpoints may be identified for each collar 132 (e.g., referring to Figure 1) in the depth dimension based on the location of the collar 132 and the expected width of the signature, as shown in Figures 6A. and 6B. Breakpoints 600 can be placed at positions dc-0.6w, dc and dc+0.6w where dc is the depth of the collar 132 and w is the expected width of the collar signature. Figure 6A shows an example of initial positioning 602. The initial breakpoints 600 can be moved outward to the first local minima/maxima to reduce sudden changes in signal slope due to collar removal. The final positions 604 of the breakpoints after moving are shown in Figure 6B.

[0030] Após a finalização dos pontos de interrupção 600, os colares 132 (por exemplo, referindo-se à Figura 1) podem ser removidos interpolando entre os pontos de interrupção 600. Uma função de interpolação linear e / ou qualquer outra pode ser usada. O processo descrito acima pode ser repetido para todos os colares 132 que foram identificados na etapa 506, voltando à Figura 5. No caso de colares sobrepostos 132, a remoção pode ser aplicada de forma aditiva onde o sinal removido do colar 132, Vcr, pode ser usado como o sinal de entrada para a segunda remoção (sobreposta) do colar 132. Em exemplos, a remoção do sinal de colar pode ser realizada aplicando um filtro passa-baixa ao sinal. Como exemplo, um filtro retangular com uma largura de 5 pés (1. 524 metros) pode ser usado como um filtro médio ou um filtro mediano.[0030] After completion of breakpoints 600, collars 132 (e.g., referring to Figure 1) may be removed by interpolating between breakpoints 600. A linear and/or any other interpolation function may be used . The process described above can be repeated for all collars 132 that were identified in step 506, returning to Figure 5. In the case of overlapping collars 132, removal can be applied in an additive manner where the signal removed from collar 132, Vcr, can be used as the input signal for the second (overlapped) collar removal 132. In examples, collar signal removal can be accomplished by applying a low-pass filter to the signal. As an example, a rectangular filter with a width of 5 feet (1,524 meters) can be used as a mean filter or a median filter.

[0031] A Figura 7 mostra um exemplo de um sinal removido do colar 700 após a remoção do colar. Os pontos de interrupção iniciais 702 são mostrados, bem como uma sobreposição. Os colares 132 (por exemplo, referentes à Figura 1) associados a diferentes tubos podem ser capturados pelo sinal original 704, como ilustrado na Figura 7.[0031] Figure 7 shows an example of a signal removed from the collar 700 after removing the collar. The initial breakpoints 702 are shown, as well as an overlay. Collars 132 (e.g., referring to Figure 1) associated with different tubes can be captured by the original signal 704, as illustrated in Figure 7.

[0032] Como ilustrado na Figura 7, a remoção do colar gera um sinal de colar removido 700 livre de "picos de colar" e pode permitir que um operador identifique com facilidade e precisão a linha de base subjacente. A diferença entre o sinal original 704 e o sinal removido de colar 700 pode ser armazenada como o "sinal de colar," Vc, para ser usado posteriormente no processo abaixo.[0032] As illustrated in Figure 7, collar removal generates a collar removed signal 700 free of "collar spikes" and can allow an operator to easily and accurately identify the underlying baseline. The difference between the original signal 704 and the uncollared signal 700 can be stored as the "collar signal," Vc, to be used later in the process below.

[0033] Voltando à Figura 5, após a etapa 506, removendo os colares da entrada do sinal, a etapa 508 calcula uma linha de base, Vb. Isso pode ser obtido através da filtragem passa-baixa do sinal removido do colar, Vcr, da etapa 506, usando a equação: [0033] Returning to Figure 5, after step 506, removing the collars from the signal input, step 508 calculates a baseline, Vb. This can be achieved by low-pass filtering the collar-removed signal, Vcr, from step 506, using the equation:

[0034] A banda passante da passa-baixa pode ser selecionada para rejeitar qualquer variação local (como perda de metal) e capturar apenas variações lentas da linha de base. Como exemplo, um filtro retangular com uma largura de 60 pés (18. 288 metros) pode ser usado como um filtro médio ou um filtro mediano. Note-se que qualquer largura pode ser utilizada em um filtro retangular. Após a etapa 508, a linha de base calculada pode ser inserida na etapa 510. A etapa 510 pode operar e funcionar para subtrair a linha de base da etapa 508 para obter o sinal subtraído da linha de base usando a equação abaixo: [0034] The low-pass passband can be selected to reject any local variation (such as metal loss) and capture only slow variations from the baseline. As an example, a rectangular filter with a width of 60 feet (18,288 meters) can be used as a mean filter or a median filter. Note that any width can be used in a rectangular filter. After step 508, the calculated baseline can be input into step 510. Step 510 can operate and function to subtract the baseline from step 508 to obtain the baseline-subtracted signal using the equation below:

[0035] Um sinal final da etapa 510 pode incluir artefatos e perdas de metal. Pode ser usado na primeira seção 502 para identificação de artefato e / ou na segunda seção 504 para remoção de artefato. Por exemplo, na primeira seção 502, a identificação de artefato, pode começar com a etapa 512, que pode normalizar em relação ao sinal antes da subestação. Isso pode ser realizado normalizando o sinal subtraído da linha de base da etapa 510, Vbs, com o sinal removido do colar, Vcr. Isso pode dar uma saída, na etapa 514, de um indicador de artefato. Como um exemplo, o indicador de artefato na etapa 514 pode ser calculado como a parte real do sinal subtraído da linha de base da etapa 510 dividido pelo valor absoluto do sinal removido do colar na profundidade da formiga selecionada por um operador e para cada sinal, como mostrado abaixo: [0035] A final signal from step 510 may include artifacts and metal losses. May be used in the first section 502 for artifact identification and/or in the second section 504 for artifact removal. For example, in the first section 502, artifact identification may begin with step 512, which may normalize with respect to the signal before the substation. This can be accomplished by normalizing the baseline-subtracted signal from step 510, Vbs, with the collar-removed signal, Vcr. This may output, at step 514, an artifact indicator. As an example, the artifact indicator in step 514 can be calculated as the real part of the signal subtracted from the baseline of step 510 divided by the absolute value of the signal removed from the collar at the ant depth selected by an operator and for each signal, as shown below:

[0036] Fórmulas alternativas para o cálculo de um indicador de artefato na etapa 514 podem ser usadas. Como exemplo, parte real ou imaginária de Vbs pode ser usada no lugar do valor absoluto. Da mesma forma, parte real ou imaginária de Vcr pode ser usada no lugar do valor absoluto. Em geral, qualquer sinal normalizado da etapa 512 ou sinal subtraído da linha de base não normalizada da etapa 510, Vbs, pode ser usado como um indicador de artefato na etapa 514. No entanto, a normalização na etapa 512 pode permitir que o indicador de artefato na etapa 514 seja comparado com um limiar, como visto na etapa 516. Na etapa 516, um operador pode definir limiares para detecção automática ou conveniente de anomalia manual que pode ser mais ou menos constante em relação aos poços. Em exemplos, um limiar no indicador de artefato pode ser definido como um ponto de corte entre o que é considerado um artefato (por exemplo, excentricidade) e o que é considerado um recurso real (por exemplo, um defeito ou alteração de peso). Um operador pode ajustar manualmente o limiar para aplicar a remoção de artefatos mais ou menos agressiva.[0036] Alternative formulas for calculating an artifact indicator in step 514 can be used. As an example, real or imaginary part of Vbs can be used in place of the absolute value. Similarly, real or imaginary part of Vcr can be used in place of the absolute value. In general, any normalized signal from step 512 or unnormalized baseline-subtracted signal from step 510, Vbs, can be used as an artifact indicator in step 514. However, normalization in step 512 can allow the artifact indicator to artifact in step 514 is compared with a threshold, as seen in step 516. In step 516, an operator can define thresholds for automatic or convenient manual anomaly detection that can be more or less constant with respect to the wells. In examples, a threshold on the artifact indicator can be defined as a cutoff point between what is considered an artifact (e.g., eccentricity) and what is considered a real feature (e.g., a defect or weight change). An operator can manually adjust the threshold to apply more or less aggressive artifact removal.

[0037] Em exemplos, um indicador de artefato da etapa 514 pode ser calculado como uma diferença entre as amplitudes normalizadas do sinal subtraído da linha de base em dois receptores diferentes, onde um primeiro receptor pode operar e funcionar para produzir leituras rasas e um segundo receptor pode operar e funcionar para produzir leituras profundas, ou vice- versa. O sinal subtraído da linha de base pode ser normalizado pelo sinal removido do colar. Por exemplo, o indicador de artefato da etapa 514 pode ser calculado como: [0037] In examples, an artifact indicator of step 514 may be calculated as a difference between the normalized amplitudes of the baseline-subtracted signal at two different receivers, where a first receiver may operate and function to produce shallow readings and a second receiver can operate and function to produce deep readings, or vice versa. The signal subtracted from the baseline can be normalized by the signal removed from the collar. For example, the artifact indicator from step 514 can be calculated as:

[0038] O indicador de artefato na Equação (9) pode ser indicativo de excentricidade do revestimento. A equação (9) pode ser baseada na observação de que a excentricidade resulta em maiores variações de sinal em leituras rasas em comparação com leituras profundas. Um valor positivo do indicador indica excentricidade. Por exemplo, o primeiro receptor que pode operar e funcionar para produzir leituras rasas pode ser sensível a apenas 0,5'' (0,01 metro) da espessura total do metal, e o segundo receptor que pode operar e funcionar para produzir leituras profundas pode ser sensível a até 2'' (0,05 metro) da espessura total do metal. A etapa 516 pode produzir uma saída na etapa 518 que é uma máscara de artefato. A máscara de artefato é uma curva versus profundidade que indica se um artefato foi detectado em uma determinada profundidade ou não. A máscara de artefato é usada para aplicar seletivamente a remoção de artefato nos dados brutos.[0038] The artifact indicator in Equation (9) may be indicative of coating eccentricity. Equation (9) can be based on the observation that eccentricity results in greater signal variations in shallow readings compared to deep readings. A positive value of the indicator indicates eccentricity. For example, the first receiver that can operate and function to produce shallow readings may be sensitive to only 0.5'' (0.01 meter) of the total thickness of the metal, and the second receiver that can operate and function to produce deep readings can be sensitive up to 2'' (0.05 meter) of the total metal thickness. Step 516 may produce an output at step 518 that is an artifact mask. The artifact mask is a curve versus depth that indicates whether an artifact was detected at a given depth or not. The artifact mask is used to selectively apply artifact removal to the raw data.

[0039] A Figura 8 mostra exemplos de indicadores de artefato em função da profundidade (eixo x). Cada curva é um indicador de artefato para um receptor diferente da ferramenta de perfilagem de EM 100 (por exemplo, referindo-se à Figura 1). Um limiar 800 de 0,04 é desenhado como uma linha pontilhada. Como ilustrado na Figura 8, um indicador de artefato 802 é um valor maior que 0,04 em torno de 175,26 e 243,84 metros, 575 e 800 pés, indicando um artefato em potencial que pode ser devido à excentricidade.[0039] Figure 8 shows examples of artifact indicators as a function of depth (x axis). Each curve is an artifact indicator for a different receiver of the EM 100 logging tool (e.g., referring to Figure 1). An 800 threshold of 0.04 is drawn as a dotted line. As illustrated in Figure 8, an 802 artifact indicator is a value greater than 0.04 around 175.26 and 243.84 meters, 575 and 800 feet, indicating a potential artifact that may be due to eccentricity.

[0040] A Figura 9 mostra os sinalizadores de artefato 900 que correspondem ao mesmo caso na Figura 8. Os sinalizadores de artefato 900 são calculados comparando o indicador de artefato 802 (por exemplo, referindo-se à Figura 8) com um limiar 800 (por exemplo, referindo-se à Figura 8) e configurando o sinalizador de artefato 900 quando o indicador de artefato 802 estiver acima do limiar 800. Na Figura 9, um valor 0 indica um sinalizador de artefato não definido 900 e um valor 1 indica um sinalizador de artefato definido 900 seguindo a convenção binária.[0040] Figure 9 shows artifact flags 900 that correspond to the same case in Figure 8. Artifact flags 900 are calculated by comparing artifact indicator 802 (e.g., referring to Figure 8) with a threshold 800 ( e.g., referring to Figure 8) and setting artifact flag 900 when artifact flag 802 is above threshold 800. In Figure 9, a value of 0 indicates an unset artifact flag 900 and a value of 1 indicates an artifact flag set 900 following binary convention.

[0041] Para eliminar sinalizadores de artefato definidos espuriosamente 900 (por exemplo, referindo-se à Figura 9), um filtro de largura pode ser aplicado. O filtro de largura pode verificar a largura de qualquer intervalo de profundidade contagioso onde o sinalizador de artefato 900 está definido e modificar o sinalizador de artefato 900 para desabilitar se a largura estiver abaixo de um determinado limiar. Isso força apenas as zonas "largas" a aparecerem no sinalizador de artefato 900. Como exemplo, um limiar de largura de 60 pés (18. 288 metros) pode ser usado. Como observado acima, o filtro de largura pode utilizar qualquer largura adequada que um operador possa escolher.[0041] To eliminate spuriously defined artifact flags 900 (e.g., referring to Figure 9), a width filter can be applied. The width filter may check the width of any contagious depth range where artifact flag 900 is set and modify artifact flag 900 to disable if the width is below a certain threshold. This forces only "wide" zones to appear in artifact flag 900. As an example, a width threshold of 60 feet (18,288 meters) can be used. As noted above, the width filter can use any suitable width that an operator might choose.

[0042] Voltando à Figura 5, a remoção de artefato, segunda seção 504, pode remover artefatos de um sinal de linha de base (por exemplo, referindo-se à Figura 7, linha de base 700). Para alcançar a remoção de artefato na segunda seção 504, a segunda seção 504 pode começar com a etapa 520 para encontrar uma linha de base corrigida, Vcb. Na etapa 520, a linha de base corrigida pode ser um valor constante que é a média de todos os sinais em uma determinada zona de plano de poço. As zonas de plano de poço podem ser definidas como a faixa de profundidades em que o número de tubos agrupados pode ser o mesmo. As zonas de plano de poço também podem ser definidas como a faixa de profundidades em que o diâmetro ou a espessura do tubo interno podem ser substancialmente os mesmos. A linha de base corrigida também pode ser calculada como o pico de um histograma dos valores do sinal (principalmente o valor repetido do sinal) em cada zona. Na etapa 522, a linha de base corrigida na etapa 520 e incluindo o sinal de colar, Vc, é adicionada ao sinal subtraído da linha de base da etapa 510, Vbs produzindo o sinal removido do artefato na saída 524: [0042] Returning to Figure 5, artifact removal, second section 504, can remove artifacts from a baseline signal (e.g., referring to Figure 7, baseline 700). To achieve artifact removal in second section 504, second section 504 may begin with step 520 to find a corrected baseline, Vcb. In step 520, the corrected baseline may be a constant value that is the average of all signals in a given well plane zone. Well plan zones can be defined as the range of depths at which the number of pipes grouped together can be the same. Well plane zones can also be defined as the range of depths at which the diameter or thickness of the inner tube can be substantially the same. The corrected baseline can also be calculated as the peak of a histogram of signal values (primarily the repeated value of the signal) in each zone. In step 522, the baseline corrected in step 520 and including the collar signal, Vc, is added to the baseline-subtracted signal from step 510, Vbs producing the artifact-removed signal at output 524:

[0043] A Figura 10 mostra um exemplo de resultado da remoção de artefato. Como pode ser visto na Figura 10, os desvios que variam lentamente (por exemplo, mostrados na FIG. 10 como artefatos 1000) no sinal são removidos com sucesso. O sinal removido do artefato pode ser usado como uma entrada para a inversão para produzir resultados de inversão mais precisos (artefato removido) (por exemplo, espessura estimada do tubo).[0043] Figure 10 shows an example of the result of artifact removal. As can be seen in Figure 10, slowly varying deviations (e.g., shown in FIG. 10 as artifacts 1000) in the signal are successfully removed. The artifact-removed signal can be used as an input to the inversion to produce more accurate (artifact-removed) inversion results (e.g., estimated tube thickness).

[0044] Como divulgado acima, a remoção de artefato pode ser feita em todo o perfil de poço 400, ou em locais onde o indicador de artefato, na etapa 514, pode identificar um artefato 1000.[0044] As disclosed above, artifact removal can be done throughout the well profile 400, or in locations where the artifact indicator, in step 514, can identify an artifact 1000.

[0045] A Figura 11 ilustra um primeiro método 1100 e um segundo método 1102 que podem incorporar os métodos descritos acima. No primeiro método 1100, um sinal gravado 1106 do receptor 104 (por exemplo, referente à Figura 1) pode ser colocado na remoção de artefato 1108. Deve-se notar que a remoção de artefato 1108 é o fluxograma de identificação e remoção de artefatos 500 (por exemplo, referente à Figura 5). A saída 1110 da remoção de artefato 1108 pode ser um sinal corrigido ou uma pluralidade de sinais corrigidos. A saída 1110 pode ser colocada em um esquema de inversão 1112, discutido acima, que pode produzir uma saída 1114 para a espessura corrigida.[0045] Figure 11 illustrates a first method 1100 and a second method 1102 that may incorporate the methods described above. In the first method 1100, a recorded signal 1106 from receiver 104 (e.g., referring to Figure 1) may be placed into artifact removal 1108. It should be noted that artifact removal 1108 is the artifact identification and removal flowchart 500 (e.g. referring to Figure 5). The output 1110 of artifact removal 1108 may be a corrected signal or a plurality of corrected signals. The output 1110 can be placed in an inversion scheme 1112, discussed above, which can produce an output 1114 for the corrected thickness.

[0046] No segundo método 1102, o processo no primeiro método 1100 pode ser revertido. Por exemplo, como ilustrado na Figura 11, os sinais gravados 1106 do receptor 104 (por exemplo, referindo-se à Figura 1) podem ser colocados no esquema de inversão 1112. A saída 1116 do esquema de inversão 1112 pode ser espessura. A saída 1116 pode ser colocada na remoção de artefato 1108. Deve-se notar que a remoção de artefato 1108 é o fluxograma de identificação e remoção de artefatos 500 (por exemplo, referente à Figura 5), que pode produzir uma saída 1114 para a espessura corrigida.[0046] In the second method 1102, the process in the first method 1100 can be reversed. For example, as illustrated in Figure 11, the recorded signals 1106 from the receiver 104 (e.g., referring to Figure 1) may be fed into the inversion scheme 1112. The output 1116 of the inversion scheme 1112 may be thick. Output 1116 may be placed on artifact removal 1108. It should be noted that artifact removal 1108 is the artifact identification and removal flowchart 500 (e.g., referring to Figure 5), which may produce an output 1114 for the corrected thickness.

[0047] Determinar e localizar com precisão a perda de metal no fundo de poço pode depender da identificação e verificação precisa de artefatos. Verificou-se que artefatos de variação lenta, como excentricidade, podem complicar significativamente a interpretação e podem resultar em falsas indicações de corrosão. Como resultado, a indicação e remoção de tais artefatos pode ser crucial para aumentar a confiabilidade dos produtos de inspeção de corrosão eletromagnética e minimizar as operações de reparação desnecessárias para os clientes.[0047] Accurately determining and locating downhole metal loss may depend on accurately identifying and verifying artifacts. It has been found that slowly varying artifacts, such as eccentricity, can significantly complicate interpretation and can result in false indications of corrosion. As a result, pinpointing and removing such artifacts can be crucial to increasing the reliability of electromagnetic corrosion inspection products and minimizing unnecessary repair operations for customers.

[0048] A tecnologia anterior pode resolver esses problemas utilizando um desajuste de inversão. Isso pressupõe que um modelo preciso da ferramenta de perfilagem de EM 100 e da coluna de revestimento 108 esteja presente e qualquer desvio de um modelo direto possa ser resolvido pela inversão. Na prática, isso pode não ser verdade, pois a utilização de uma inversão baseada em modelo pode depender muito da validade do modelo subjacente, bem como da definição específica da função de custo. Melhorias em relação a outras técnicas e ferramentas podem, por exemplo, ser independentes do número associado à inversão e, como resultado, fornecem uma solução mais prática e robusta para o problema.[0048] Prior technology can solve these problems using an inversion mismatch. This assumes that an accurate model of the EM logging tool 100 and casing string 108 is present and any deviation from a direct model can be resolved by inversion. In practice, this may not be true, as the use of a model-based inversion may depend heavily on the validity of the underlying model as well as the specific definition of the cost function. Improvements over other techniques and tools can, for example, be independent of the number associated with the inversion and, as a result, provide a more practical and robust solution to the problem.

[0049] Ao identificar e localizar defeitos, como corrosão, espessura do tubo de desbaste e/ou semelhantes, o operador pode determinar o local exato dentro de uma coluna de tubos ou revestimento, onde uma operação de poço pode ser executada em resposta à característica identificada, como corrosão. Em exemplos, qualquer operação de poço adequada pode ser executada para lidar com a corrosão em resposta ao recurso identificado, incluindo, mas não limitado a, tratamentos químicos, entre outros. As operações de poço podem envolver substituir, fixar ou adicionar coluna de revestimento, tubulação, colares, filtros, packers e/ou semelhantes. Em exemplos, um operador pode detectar o tratamento da corrosão removendo a corrosão e adicionando revestimentos de proteção à área afetada. Isso pode impedir a perda de fluidos de produção, produtos químicos e/ou semelhantes na formação.[0049] By identifying and locating defects such as corrosion, thinning pipe thickness and/or the like, the operator can determine the exact location within a string of pipes or casing where a well operation can be performed in response to the characteristic identified as corrosion. In examples, any suitable well operation may be performed to address corrosion in response to the identified resource, including, but not limited to, chemical treatments, among others. Well operations may involve replacing, securing or adding casing string, tubing, collars, filters, packers and/or the like. In examples, an operator may detect corrosion treatment by removing the corrosion and adding protective coatings to the affected area. This can prevent the loss of production fluids, chemicals and/or the like into the formation.

[0050] Por conseguinte, um sistema e método para corrigir um efeito dielétrico e obter uma estimativa precisa da resistividade a partir de um dispositivo de fundo de poço podem ser fornecidos. Os sistemas e métodos divulgados aqui podem incluir qualquer um dos vários recursos dos sistemas e métodos divulgados aqui, incluindo uma ou mais das seguintes declarações.[0050] Therefore, a system and method for correcting a dielectric effect and obtaining an accurate estimate of resistivity from a downhole device can be provided. The systems and methods disclosed herein may include any of several features of the systems and methods disclosed herein, including one or more of the following statements.

[0051] Declaração 1: Um método para detectar corrosão pode compreender colocar uma ferramenta de perfilagem eletromagnética em um furo de poço. A ferramenta de perfilagem eletromagnética pode compreender um transmissor, em que o transmissor está configurado para emitir um campo eletromagnético e um receptor, em que o receptor está configurado para registrar uma corrente parasita. O método pode ainda compreender emitir o campo eletromagnético do transmissor; energizar um revestimento com o campo eletromagnético para produzir uma corrente parasita; registrar a corrente parasita do revestimento com o receptor; criar um perfil de poço a partir da corrente parasita registrada; remover um sinal de colar do perfil de poço para obter um sinal removido do colar; calcular um sinal de linha de base a partir do sinal removido do colar; subtrair o sinal da linha de base do sinal removido do colar para obter um sinal subtraído da linha de base; calcular um sinal removido do artefato com o sinal subtraído da linha de base; e exibir o sinal removido do artefato.[0051] Statement 1: A method for detecting corrosion may comprise placing an electromagnetic logging tool in a wellbore. The electromagnetic logging tool may comprise a transmitter, wherein the transmitter is configured to emit an electromagnetic field, and a receiver, wherein the receiver is configured to record an eddy current. The method may further comprise emitting the electromagnetic field from the transmitter; energizing a coating with the electromagnetic field to produce an eddy current; register the coating eddy current with the receiver; create a well profile from the recorded eddy current; removing a collar signal from the well log to obtain a collar-removed signal; calculating a baseline signal from the signal removed from the collar; subtracting the baseline signal from the signal removed from the collar to obtain a baseline-subtracted signal; calculating an artifact-removed signal with the baseline-subtracted signal; and display the signal removed from the artifact.

[0052] Declaração 2: O método da declaração 1, em que a remoção do sinal do colar compreende identificar os locais do colar, identificar uma largura para uma assinatura do colar, utilizar interpolação para remover a assinatura do colar ao redor de cada um dos locais do colar.[0052] Statement 2: The method of statement 1, wherein removing the collar sign comprises identifying collar locations, identifying a width for a collar signature, utilizing interpolation to remove the collar signature around each of the collar locations.

[0053] Declaração 3: O método de qualquer declaração anterior, em que os locais do colar são identificados automaticamente usando um algoritmo localizador de colar automático.[0053] Statement 3: The method of any previous statement, wherein collar locations are automatically identified using an automatic collar locator algorithm.

[0054] Declaração 4: O método de qualquer declaração anterior, em que a remoção do sinal de colar compreende passar a corrente parasita por uma passa-baixa ou um filtro mediano.[0054] Statement 4: The method of any previous statement, wherein removing the collar signal comprises passing the eddy current through a low-pass or median filter.

[0055] Declaração 5: O método de qualquer declaração anterior, em que o cálculo de um sinal de linha de base compreende filtrar o sinal removido do colar com um filtro passa-baixa ou mediano.[0055] Statement 5: The method of any previous statement, wherein calculating a baseline signal comprises filtering the signal removed from the collar with a low-pass or median filter.

[0056] Declaração 6: O método de qualquer declaração anterior, em que a corrente parasita é uma medição bruta ou normalizada.[0056] Statement 6: The method of any previous statement, wherein the eddy current is a raw or normalized measurement.

[0057] Declaração 7: O método de qualquer declaração anterior, em que a corrente parasita é indicativa dos níveis de corrosão.[0057] Statement 7: The method of any previous statement, where the eddy current is indicative of corrosion levels.

[0058] Declaração 8: O método de qualquer declaração anterior, compreendendo ainda calcular um indicador de artefato.[0058] Statement 8: The method of any previous statement, further comprising calculating an artifact indicator.

[0059] Declaração 9: O método da declaração 8, em que uma profundidade na qual uma remoção de artefato é aplicada é determinada com base nos valores do indicador de artefato.[0059] Statement 9: The method of statement 8, wherein a depth at which an artifact removal is applied is determined based on the values of the artifact indicator.

[0060] Declaração 10: O método das declarações 8 ou 9, em que o cálculo do indicador de artefato compreende normalizar o sinal subtraído da linha de base com o sinal removido pelo colar ou a corrente parasita.[0060] Statement 10: The method of statements 8 or 9, wherein the calculation of the artifact indicator comprises normalizing the signal subtracted from the baseline with the signal removed by the collar or the eddy current.

[0061] Declaração 11: O método das declarações 8 a 10, em que o cálculo do indicador de artefato compreende dividir o valor absoluto do sinal subtraído da linha de base pelo valor absoluto do sinal removido do colar.[0061] Statement 11: The method of statements 8 to 10, wherein calculating the artifact indicator comprises dividing the absolute value of the signal subtracted from the baseline by the absolute value of the signal removed from the collar.

[0062] Declaração 12: O método da declaração 11, em que um sinal do indicador de artefato é determinado com base na diferença de fase do sinal subtraído da linha de base e do sinal removido do colar.[0062] Statement 12: The method of statement 11, wherein an artifact indicator signal is determined based on the phase difference of the baseline-subtracted signal and the collar-removed signal.

[0063] Declaração 13: O método das declarações 8 a 10, em que o cálculo do indicador de artefato compreende tomar a diferença entre amplitudes normalizadas do sinal subtraído da linha de base em um primeiro receptor e um segundo receptor, em que o primeiro receptor produz leituras superficiais e o segundo receptor produz leituras profundas.[0063] Statement 13: The method of statements 8 to 10, wherein calculating the artifact indicator comprises taking the difference between normalized amplitudes of the baseline-subtracted signal at a first receiver and a second receiver, wherein the first receiver produces shallow readings and the second receiver produces deep readings.

[0064] Declaração 14: O método das declarações 8 a 10 ou 13, compreendendo ainda calcular uma máscara de artefato, em que o cálculo da máscara de artefato compreende comparar o indicador de artefato com um limiar e a configuração de um valor de uma bandeira de artefato com um valor diferente quando o indicador de artefato excede o limiar.[0064] Statement 14: The method of statements 8 to 10 or 13, further comprising calculating an artifact mask, wherein calculating the artifact mask comprises comparing the artifact indicator with a threshold and setting a value of a flag artifact indicator with a different value when the artifact indicator exceeds the threshold.

[0065] Declaração 15: O método da declaração 1, em que o cálculo do sinal removido do artefato compreende adicionar uma linha de base corrigida e uma pluralidade de colares ao sinal subtraído da linha de base, em que a linha de base corrigida é uma constante por zona; e em que a constante por zona é definida como uma faixa contínua de profundidades compreendendo um mesmo número de tubos agrupados, a faixa contínua de profundidades dentro de um primeiro diâmetro e espessura do tubo interno; a constante por zona é o furo de poço, uma média do sinal removido do colar ou selecionado de um histograma do sinal removido do colar.[0065] Statement 15: The method of statement 1, wherein calculating the signal removed from the artifact comprises adding a corrected baseline and a plurality of collars to the signal subtracted from the baseline, wherein the corrected baseline is a constant per zone; and wherein the zone constant is defined as a continuous range of depths comprising the same number of grouped tubes, the continuous range of depths within a first diameter and thickness of the inner tube; the zone constant is the wellbore, an average of the collar-removed signal or selected from a histogram of the collar-removed signal.

[0066] Declaração 16: Um sistema para detectar corrosão pode compreender uma ferramenta de perfilagem eletromagnética. A ferramenta de perfilagem eletromagnética pode compreender um transmissor, em que o transmissor está configurado para emitir um campo eletromagnético, um receptor, em que o receptor está configurado para registrar uma corrente parasita e um sistema de manipulação de informações. O sistema de manipulação de informações pode ser configurado para criar um registro de poço com base, pelo menos em parte, na corrente parasita registrada; remover um sinal de colar do perfil do poço para obter um sinal removido do colar; calcular um sinal de linha de base a partir do sinal removido do colar; subtrair o sinal da linha de base do sinal removido do colar para obter um sinal subtraído da linha de base; calcular um sinal removido do artefato com o sinal subtraído da linha de base; e exibir o sinal removido do artefato.[0066] Statement 16: A system for detecting corrosion may comprise an electromagnetic logging tool. The electromagnetic logging tool may comprise a transmitter, wherein the transmitter is configured to emit an electromagnetic field, a receiver, wherein the receiver is configured to record an eddy current, and an information handling system. The information handling system can be configured to create a well log based, at least in part, on the recorded eddy current; removing a collar signal from the well log to obtain a collar-removed signal; calculating a baseline signal from the signal removed from the collar; subtracting the baseline signal from the signal removed from the collar to obtain a baseline-subtracted signal; calculating an artifact-removed signal with the baseline-subtracted signal; and display the signal removed from the artifact.

[0067] Sistema, de acordo com a reivindicação 16, em que o sistema de manipulação de informações é ainda configurado para calcular um indicador de artefato.[0067] System according to claim 16, wherein the information handling system is further configured to calculate an artifact indicator.

[0068] Sistema, de acordo com a reivindicação 17, em que uma profundidade na qual uma remoção de artefato é aplicada é determinada com base nos valores do indicador de artefato.[0068] System according to claim 17, wherein a depth at which an artifact removal is applied is determined based on the values of the artifact indicator.

[0069] Sistema, de acordo com a reivindicação 17, em que o cálculo do indicador de artefato compreende normalizar o sinal subtraído da linha de base com o sinal removido pelo colar ou a corrente parasita.[0069] System according to claim 17, wherein calculating the artifact indicator comprises normalizing the signal subtracted from the baseline with the signal removed by the collar or the eddy current.

[0070] Sistema, de acordo com a reivindicação 17, em que o cálculo do indicador de artefato compreende dividir o valor absoluto do sinal subtraído da linha de base pelo valor absoluto do sinal removido do colar.[0070] System, according to claim 17, wherein calculating the artifact indicator comprises dividing the absolute value of the signal subtracted from the baseline by the absolute value of the signal removed from the collar.

[0071] A descrição anterior proporciona vários exemplos dos sistemas e métodos de uso aqui divulgados, os quais podem conter diferentes etapas do método e combinações alternativas de componentes. Deve ser entendido que, embora exemplos individuais podem ser aqui discutidas, a presente divulgação cobre todas as combinações dos exemplos divulgados, incluindo, sem limitação, as diferentes combinações de componentes, combinações método de etapa, e as propriedades do sistema. Deve-se compreender que as composições e os métodos são descritos em termos de “compreender”, “conter” ou “incluir” vários componentes ou etapas, as composições e métodos também podem “consistir essencialmente em” ou “consistir em” vários componentes e etapas. Além disso, os artigos indefinidos "um" ou "uma", como usados nas reivindicações, são definidos neste documento para significar um ou mais que um do elemento que eles introduzem.[0071] The previous description provides several examples of the systems and methods of use disclosed herein, which may contain different method steps and alternative combinations of components. It should be understood that although individual examples may be discussed herein, the present disclosure covers all combinations of the disclosed examples, including, without limitation, different component combinations, step method combinations, and system properties. It should be understood that the compositions and methods are described in terms of “comprising”, “containing” or “including” various components or steps, the compositions and methods may also “consist essentially of” or “consist of” various components and phases. Furthermore, the indefinite articles "a" or "an", as used in the claims, are defined herein to mean one or more than one of the element they introduce.

[0072] Por uma questão de brevidade, apenas certas faixas são explicitamente divulgadas neste documento. Entretanto, as faixas de qualquer limite inferior poderão ser combinadas com qualquer limite superior para relatar uma faixa não explicitamente relatada, bem como as faixas de qualquer limite inferior poderão ser combinadas com qualquer outro limite inferior para relatar uma faixa não explicitamente relatada, na mesma maneira, as faixas de qualquer limite superior podem ser combinadas com qualquer outro limite superior para relatar uma faixa não explicitamente relatada. Adicionalmente, sempre que uma faixa numérica com um limite inferior e um limite superior for divulgada, qualquer número e qualquer faixa incluída que sejam abrangidos pela faixa também serão especificamente divulgados. Em particular, cada faixa de valores (na forma, “de cerca de a a cerca de b” ou, equivalentemente, “de aproximadamente a até b” ou equivalentemente, “de aproximadamente a-b”) divulgada neste documento deve ser compreendida como apresentando cada número e faixa abrangida pela faixa mais ampla de valores, mesmo se não explicitamente citado. Dessa forma, cada ponto ou valor individual poderá servir como seu próprio limite superior combinado com qualquer outro ponto ou valor individual ou qualquer outro limite inferior ou superior, para relatar uma faixa não explicitamente relatada.[0072] For the sake of brevity, only certain tracks are explicitly disclosed in this document. However, ranges of any lower limit may be combined with any upper limit to report a range not explicitly reported, and ranges of any lower limit may be combined with any other lower limit to report a range not explicitly reported, in the same manner. , ranges from any upper limit can be combined with any other upper limit to report a range not explicitly reported. Additionally, whenever a numerical range with a lower limit and an upper limit is disclosed, any number and any included range that fall within the range will also be specifically disclosed. In particular, each range of values (in the form, “from about a to about b” or, equivalently, “from about a to b” or equivalently, “from about a-b”) disclosed in this document should be understood as presenting each number and range covered by the widest range of values, even if not explicitly cited. In this way, each individual point or value can serve as its own upper limit combined with any other individual point or value, or any other lower or upper limit, to report a range not explicitly reported.

[0073] Portanto, os exemplos presentes neste documento são bem adaptadas para alcançar as finalidades e as vantagens mencionadas, assim como aquelas que são inerentes às mesmas. Os exemplos específicos divulgados acima são apenas ilustrativas e podem ser modificadas e praticadas de maneiras diferentes mas equivalentes evidentes para aqueles versados na técnica tendo o benefício dos ensinos deste documento. Embora exemplos individuais sejam discutidos, a divulgação abrange todas as combinações de todos os exemplos. Além disso, nenhuma limitação é destinada aos detalhes de construção ou concepção mostrados neste documento, a não ser as descritas nas reivindicações a seguir. Além disso, os termos nas reivindicações têm seu significado simples e comum, a menos que explícita e claramente definido de outra forma pelo titular da patente. É, portanto, evidente que os exemplos ilustrativos específicas divulgadas acima podem ser alteradas ou modificadas e todas estas variações são consideradas dentro do escopo e da essência dos exemplos. Se existir qualquer conflito nos usos de uma palavra ou termo neste relatório descritivo e em uma ou mais patentes ou outros documentos que possam ser incorporados no presente documento a título de referência, as definições que forem consistentes com este relatório descritivo devem ser adotadas.[0073] Therefore, the examples present in this document are well adapted to achieve the purposes and advantages mentioned, as well as those that are inherent to them. The specific examples disclosed above are illustrative only and may be modified and practiced in different but equivalent ways apparent to those skilled in the art having the benefit of the teachings of this document. Although individual examples are discussed, the disclosure covers all combinations of all examples. Furthermore, no limitations are intended on the construction or design details shown herein other than those described in the following claims. Furthermore, terms in the claims have their plain and ordinary meaning unless explicitly and clearly defined otherwise by the patent holder. It is therefore evident that the specific illustrative examples disclosed above may be altered or modified and all such variations are considered to be within the scope and essence of the examples. If there is any conflict in the uses of a word or term in this specification and in one or more patents or other documents that may be incorporated herein by reference, definitions that are consistent with this specification shall be adopted.

Claims

1. Método para detectar corrosão, caracterizado pelo fato de que compreende: colocar uma ferramenta de perfilagem eletromagnética (100) em um furo de poço (110), em que a ferramenta de perfilagem eletromagnética (100) compreende: um transmissor (102), em que o transmissor (102) está configurado para emitir um campo eletromagnético; e um receptor (104), em que o receptor (104) está configurado para gravar uma corrente parasita; emitir o campo eletromagnético do transmissor (102); energizar um revestimento (134, 136) com o campo eletromagnético para produzir uma corrente parasita; registrar a corrente parasita do revestimento (134, 136) com o receptor (104); criar um perfil de poço (400) a partir da corrente parasita registrada; identificar todo sinal de colar (132) no perfil de poço (400), em que o sinal de colar (132) é formado a partir da corrente parasita em um colar (132), em que o colar (132) conecta junções (130) em uma coluna de tubos (138) no revestimento (134, 136); remover todo sinal de colar (132) do perfil de poço (400) para obter um sinal removido do colar (700); calcular um sinal de linha de base a partir do sinal removido do colar (700); subtrair o sinal de linha de base do sinal removido do colar (700) para obter um sinal subtraído da linha de base; calcular um sinal removido do artefato com o sinal subtraído da linha de base; e exibir o sinal removido do artefato.1. Method for detecting corrosion, characterized by the fact that it comprises: placing an electromagnetic logging tool (100) in a wellbore (110), wherein the electromagnetic logging tool (100) comprises: a transmitter (102), wherein the transmitter (102) is configured to emit an electromagnetic field; and a receiver (104), wherein the receiver (104) is configured to record an eddy current; emit the electromagnetic field of the transmitter (102); energizing a coating (134, 136) with the electromagnetic field to produce an eddy current; recording the eddy current of the coating (134, 136) with the receiver (104); create a well profile (400) from the recorded eddy current; identify every collar signal (132) in the well log (400), wherein the collar signal (132) is formed from the eddy current in a collar (132), wherein the collar (132) connects junctions (130 ) in a column of tubes (138) in the casing (134, 136); removing all collar signal (132) from the well profile (400) to obtain a collar-removed signal (700); calculating a baseline signal from the signal removed from the collar (700); subtracting the baseline signal from the signal removed from the collar (700) to obtain a baseline-subtracted signal; calculating an artifact-removed signal with the baseline-subtracted signal; and display the signal removed from the artifact.

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a remoção do sinal do colar (700) compreende identificar os locais do colar (132), identificar uma largura para uma assinatura do colar (132), utilizar interpolação para remover a assinatura do colar (132) ao redor de cada um dos locais do colar (132).2. The method of claim 1, wherein removing the collar sign (700) comprises identifying collar locations (132), identifying a width for a collar signature (132), using interpolation to remove the necklace signature (132) around each of the necklace locations (132).

3. Método de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que os locais do colar (132) são identificados automaticamente usando um algoritmo localizador de colar (132) automático.3. Method according to claim 2, characterized by the fact that the locations of the collar (132) are automatically identified using an automatic collar locator algorithm (132).

4. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a remoção do sinal de colar (132) compreende passar a corrente parasita por uma passa-baixa ou um filtro mediano.4. Method according to claim 1, characterized in that removing the collar signal (132) comprises passing the eddy current through a low-pass or median filter.

5. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o cálculo de um sinal de linha de base compreende filtrar o sinal removido do colar (700) com um filtro passa-baixa ou mediano.5. The method of claim 1, wherein calculating a baseline signal comprises filtering the signal removed from the collar (700) with a low-pass or median filter.

6. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a corrente parasita é uma medição bruta ou normalizada.6. Method according to claim 1, characterized by the fact that the eddy current is a raw or normalized measurement.

7. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a corrente parasita é indicativa dos níveis de corrosão.7. Method according to claim 1, characterized by the fact that the eddy current is indicative of corrosion levels.

8. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda calcular um indicador de artefato.8. Method according to claim 1, characterized by the fact that it further comprises calculating an artifact indicator.

9. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que uma profundidade na qual uma remoção de artefato (500) é aplicada é determinada com base nos valores do indicador de artefato.9. Method according to claim 8, characterized by the fact that a depth at which an artifact removal (500) is applied is determined based on the values of the artifact indicator.

10. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que o cálculo do indicador de artefato compreende normalizar o sinal subtraído da linha de base com o sinal removido pelo colar (132) ou a corrente parasita.10. Method according to claim 8, characterized by the fact that calculating the artifact indicator comprises normalizing the signal subtracted from the baseline with the signal removed by the collar (132) or the eddy current.

11. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que o cálculo do indicador de artefato compreende dividir o valor absoluto do sinal subtraído da linha de base pelo valor absoluto do sinal removido do colar (700).11. Method according to claim 8, characterized by the fact that calculating the artifact indicator comprises dividing the absolute value of the signal subtracted from the baseline by the absolute value of the signal removed from the collar (700).

12. Método de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que um sinal do indicador de artefato é determinado com base na diferença de fase do sinal subtraído da linha de base e do sinal removido do colar (700).12. Method according to claim 11, characterized by the fact that an artifact indicator signal is determined based on the phase difference of the signal subtracted from the baseline and the signal removed from the collar (700).

13. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que o cálculo do indicador de artefato compreende tomar uma diferença entre amplitudes normalizadas do sinal subtraído da linha de base em um primeiro receptor (104) e um segundo receptor (104), em que o primeiro receptor (104) produz leituras superficiais e o segundo receptor (104) produz leituras profundas.13. Method according to claim 8, characterized by the fact that calculating the artifact indicator comprises taking a difference between normalized amplitudes of the signal subtracted from the baseline in a first receiver (104) and a second receiver (104), wherein the first receiver (104) produces shallow readings and the second receiver (104) produces deep readings.

14. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que compreende ainda calcular uma máscara de artefato, em que o cálculo da máscara de artefato compreende comparar o indicador de artefato com um limiar, e a configuração de um valor de uma bandeira de artefato com um valor diferente quando o indicador de artefato excede o limiar.14. Method according to claim 8, characterized by the fact that it further comprises calculating an artifact mask, wherein calculating the artifact mask comprises comparing the artifact indicator with a threshold, and setting a value of a flag artifact indicator with a different value when the artifact indicator exceeds the threshold.

15. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o cálculo do sinal removido do artefato compreende adicionar uma linha de base corrigida e uma pluralidade de colares (132) ao sinal subtraído da linha de base, em que a linha de base corrigida é uma constante por zona; e em que a constante por zona é definida como uma faixa contínua de profundidades compreendendo um mesmo número de tubos agrupados, a faixa contínua de profundidades dentro de um primeiro diâmetro e espessura do tubo interno; a constante por zona é o furo de poço (110), uma média do sinal removido do colar (700), ou selecionada de um histograma do sinal removido do colar (700).15. The method of claim 1, wherein calculating the artifact-removed signal comprises adding a corrected baseline and a plurality of collars (132) to the baseline-subtracted signal, wherein the corrected basis is a constant per zone; and wherein the zone constant is defined as a continuous range of depths comprising the same number of grouped tubes, the continuous range of depths within a first diameter and thickness of the inner tube; the zone constant is the wellbore (110), an average of the signal removed from the collar (700), or selected from a histogram of the signal removed from the collar (700).

16. Sistema para detectar corrosão, caracterizado pelo fato de que compreende: uma ferramenta de perfilagem eletromagnética (100), em que a ferramenta de perfilagem eletromagnética (100) compreende: um transmissor (102), em que o transmissor (102) está configurado para emitir um campo eletromagnético; um receptor (104), em que o receptor (104) está configurado para gravar uma corrente parasita; e um sistema de manipulação de informações (144) configurado para: criar um perfil de poço (400) com base, pelo menos em parte, na corrente parasita registrada; identificar todo sinal de colar (132) no perfil de poço (400), em que o sinal de colar (132) é formado a partir da corrente parasita em um colar (132), em que o colar (132) conecta junções (130) em uma coluna de tubos (138) no revestimento (134, 136); remover todo sinal de colar (132) do perfil de poço (400) para obter um sinal removido do colar (700); calcular um sinal de linha de base a partir do sinal removido do colar (700); subtrair o sinal da linha de base do sinal removido do colar (700) para obter um sinal subtraído da linha de base; calcular um sinal removido do artefato com o sinal subtraído da linha de base; e exibir o sinal removido do artefato.16. System for detecting corrosion, characterized by the fact that it comprises: an electromagnetic logging tool (100), wherein the electromagnetic logging tool (100) comprises: a transmitter (102), wherein the transmitter (102) is configured to emit an electromagnetic field; a receiver (104), wherein the receiver (104) is configured to record an eddy current; and an information handling system (144) configured to: create a well profile (400) based, at least in part, on the recorded eddy current; identify every collar signal (132) in the well log (400), wherein the collar signal (132) is formed from the eddy current in a collar (132), wherein the collar (132) connects junctions (130 ) in a column of tubes (138) in the casing (134, 136); removing all collar signal (132) from the well profile (400) to obtain a collar-removed signal (700); calculating a baseline signal from the signal removed from the collar (700); subtracting the baseline signal from the signal removed from the collar (700) to obtain a baseline-subtracted signal; calculating an artifact-removed signal with the baseline-subtracted signal; and display the signal removed from the artifact.

17. Sistema de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que o sistema de manipulação de informações (144) é ainda configurado para calcular um indicador de artefato.17. System according to claim 16, characterized by the fact that the information handling system (144) is further configured to calculate an artifact indicator.

18. Sistema de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que uma profundidade na qual uma remoção de artefato (500) é aplicada é determinada com base nos valores do indicador de artefato.18. System according to claim 17, characterized by the fact that a depth at which an artifact removal (500) is applied is determined based on the values of the artifact indicator.

19. Sistema de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que o cálculo do indicador de artefato compreende normalizar o sinal subtraído da linha de base com o sinal removido pelo colar (132) ou a corrente parasita.19. System according to claim 17, characterized by the fact that calculating the artifact indicator comprises normalizing the signal subtracted from the baseline with the signal removed by the collar (132) or the eddy current.

20. Sistema de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que o cálculo do indicador de artefato compreende dividir o valor absoluto do sinal subtraído da linha de base pelo valor absoluto do sinal removido do colar (700).20. System according to claim 17, characterized by the fact that calculating the artifact indicator comprises dividing the absolute value of the signal subtracted from the baseline by the absolute value of the signal removed from the collar (700).